国家能源上市平台国电电力

常规能源资产优质 多能互补支撑新能源高规格目标，背靠国家能源集团 十四五确立全新战略定位再出发全国第二大电力上市平台，可再生能

常规能源资产优质 多能互补支撑新能源高规格目标，背靠国家能源集团 十四五确立全新战略定位再出发

全国第二大电力上市平台，可再生能源权益装机占比超 1/3。公司为国内第二大电力 上市平台，产业涉及火电、水电、风电、光电、煤炭、化工等领域，分布在全国 24 个 省、市、自治区。

公司以电力业务为主要收入来源，2021 年公司营收 1681.85 亿元，电 力营收占比高达 94%。截至 2021 年底，公司控股装机 9981 万千瓦。

其中火电/水电/新 能源分别为 7739/1497/744 万千瓦；权益装机 4977 万千瓦，其中火电/水电/新能源分 别为 3288/1042/647 万千瓦，可再生能源权益装机占比达到 33.94%。

“十三五”期间集团处置不良资产轻装上阵，奠定公司“十四五”全新发展基础。 2017 年底，国电集团与神华集团重组合并落地后，公司加速处置不良资产。

2018-2021 年，公司关停多个火电机组并对长期亏损子公司进行破产清算，致使各类减值维持在 30- 60 亿元。2018 年，公司关停宁夏英力特煤业与多个火电机组，致使减值提升至 35.1 亿 元，公司业绩同比下滑 38.4%至 13.69 亿元。

2019-2020 年，集团优质资产注入、燃料价格优化以及来水量好转等因素带来的业 绩增量超过减值损失对业绩的影响，公司净利润保持上升趋势。

在 2021 年极高煤价下， 公司入炉标煤单价 900.42 元/吨，同比增长 291.49 元/吨，虽然公司具备煤电一体化优 势，燃料成本较同行业更低，但仍亏损 59 亿元；

同期可再生能源盈利 38 亿元，成为公司 主要利润来源；综合火电机组减值与晶阳公司破产造成的共 46 亿减值损失与 20 亿资产处 置损益影响，公司归母净利润亏损 18.45 亿元。

国内最大的电力公司与全球最大的煤炭公司，控股股东背景优势突出。公司控股股东 国家能源集团由国电集团与神华集团于 2017 年 11 月联合重组。

其中国电集团为“五大 发电集团”之一，神华集团为国内最大的煤炭企业。重组后控股股东拥有煤炭、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。

截至 2020 年，国家能源集团煤炭产量 5.3 亿吨，电力总装机量 2.57 亿千瓦，其 中火电总装机量 1.91 亿千瓦，为国内最大电力公司、全球规模最大的煤炭生产公司以及 全球最大的火力发电公司，具备“煤电路港航”一体化产业协同优势。

国家能源集团旗下常规能源发电业务整合平台，享有优先选择权与优先收购权。国家 能源集团重组合并初期，明确将国电电力作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台。

逐步将常规能源发电业务（不包括旗下其他上市公司资产）资产注入国电电力，并计划于 2022 年前注入公司；给予公司在集团未来新增与存续项目的优先选择权与优先购买权。

2018 年以来集团积极履行承诺，2019 年公司与中国神华共同出资成立北京国电，公司持 股 57.47%，当年新增控股火电装机 3035 万千瓦；2021 年集团注入山东公司等常规能源 资产进入公司，其中火电装机 1506 万千瓦。

双碳战略下集团新能源转型加速，公司确立全新战略定位加速清洁能源转型。2021 年年初，国家能源集团确立十四五期间新增 7000-8000 万 千瓦新能源装机目标，并下发给各子公司完成。

公司作为集团旗下核心电力上市平台，紧 随集团发展战略，于 2021 年提出打造集团公司“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”战略定位。

2022 年 4 月明确十四五期间新增新 能源装机 3500 万千瓦、清洁能源装机占比达到 40%以上，经我们统计，截至 2021 年 底，公司清洁能源以控股/ 权益口径统计装机分别为 2241/1738 万千瓦，分别占比 23.47%/34.92%。公司转型目标宏大，进入全新的发展阶段。

常规能源资产优质 新型电力系统下多能互补优势显著

新型电力系统转型需要传统能源支撑，公司水火装机优势凸显。2021 年 3 月，总书 记提出构建以新能源为主体的新型电力系统，明确将新能源作为未来电力系统的出力主 体。

由于新能源出力的间歇性和不稳定性，需要多电源互相辅助协调。具体到火电与水电 而言，火电具有调峰调频功能，且政策规定火电灵活性改造可获得新能源指标；

抽水蓄能 可参与调峰；火电与水电均可提高电网消纳能力、增强出力稳定性。 公司过去为国家能源集团旗下核心常规能源平台，拥有集团主要火电与水电资产。

截 至 2021 年，公司火电/水电控股装机分别为 7739/1497 万千瓦，为全国第二大火电平台 与第五大水电平台。在新能源项目获取与建设中拥有得天独厚的禀赋。

全国第二大火电上市平台，资产优质，背靠国家能源集团煤电一体化优势凸显。公司 为国内第二大火电上市平台，火电控股装机容量仅次于华能国际，截至 2021 年公司火电 控股装机 7739 万千瓦，占公司控股装机 77.54%。

公司控股火电机组主要为高参数低煤耗优质机组，截至 2021 年底，60 万千瓦及以上 装机占比 66.55%，煤电煤耗 295.47 克/千瓦时。此外，公司背靠国家能源集团，煤炭供 给有保障；

公司旗下最大火电子公司北京国电由国电电力与中国神华共同出资成立，与中 国神华业务联系紧密，部分机组配套煤矿。在 2021-2022 年煤价高位运作行情下，煤炭 量价保障使得公司火电经营稳定性远高于其他火电公司。

十四五计划 1930 万千瓦火电机组完成“三改”任务，增强新能源项目获取能力。公 司计划十四五期间完成 1930 万千瓦煤电机组“三改”，分别为供电煤耗降低 4.38 克/千 瓦时、供热量增加 4300 万吉焦以及机组调峰能力增加 220 万千瓦。

2021-2022 年，内 蒙古与新疆等多省份出台煤电灵活性改造与新能源项目指标获取挂钩的文件，提升公司新 能源项目指标获取能力。

水电盈利谷底已过，业绩加速修复确定性强。国能大渡河作为公司水电资产的主要运 营主体，控股装机容量达 1174 万千瓦。

国能大渡河公司拥有全国第五大水电基地——大 渡河水电基地约 2/3 的开发权，十四五期间将迎来大渡河流域新一轮投产高峰期，到 2026 年公司大渡河全流域装机量有望达到 1518 万千瓦，较 2021 年末增长 30.19%。

“十四五”开门红，新能源已成公司核心板块，传统能源支撑下新能源项目落地有望 快速提升。截至 2021 年底，公司风电/光伏权益装机分别为 618/29 万千瓦，净利润超 13 亿元，在火电大额亏损下可再生能源成为公司主要利润来源。

截至 2021 年底，公司已完成核准或备案的风电装机 47 万千瓦，光伏发电装机 609.19 万千瓦；完成 7 个新能源项目并购，共计 94.11 万千瓦，包括并购正泰新能源 51.21 万千瓦分布式光伏项目。

“十四五”期间公司有望凭借自身水火装机获取更多新能 源项目，2020-2021 年公司新增新能源签约规模超 25GW，随新能源新项目投产，新能 源业务将为公司业绩提升贡献主要力量，并加速公司清洁化转型。

火电：资产优质减值顾虑消减 煤电联营优势凸显，国内第二大火电上市平台 机组结构持续优化

国内第二大火电上市平台，火电资产优质。截至 2021 年底，公司火电控股装机 7739 万千瓦，为国内第二大火电上市平台，装机规模仅次于华能国际，机组主要分布在 东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，其中江苏、安徽、浙江地区控股装机容量比例达到 43.96%。

公司火电资产优质，截至 2021 年底，公司火电机组中 60 万千瓦及以上 占比达到 66.55%，在几大发电集团中较为领先。2017-2021 年公司火电利用小时数均高 于全国火电平均利用小时数。

集团资产注入支持下，公司火电煤电一体化与地域优势提升。国电集团与神华集团重 组后，为突出国电电力常规能源发电的主业，减少国电电力与新组建的国家能源集团的同 业竞争，并积极落实对于公司的常规能源资产注入承诺，2017-2021 年集团对公司共完 成两次重大资产重组：

与中国神华合资成立北京国电，加强与神华的合作关系，增强煤电一体化优势。 2019 年 1 月，公司与中国神华共同出资成立北京国电（公司持股 57.47%，中国神华持 股 42.53%）。

中国神华将其下属与公司火电资产位于业务重合区域（包括山西、内蒙 古、辽宁、江苏、浙江、安徽、宁夏、新疆等区域）的火电资产注入合资公司。

与集团公司置换资产，扩大公司火电覆盖区域，优质资产增厚公司利润。2021 年 8 月，公司与集团公司置换资产，置出河北银行 19%和英力特集团 51%的股权，置入山 东、江西、福建、广东、海南、湖南等地火电、水电资产，置入置出资产交易差额 123.63 亿元，公司将以现金方式支付给国家能源集团。

资产质量持续优化 减值负担消减

集团重组后业务改革卓有成效，公司减值阵痛或将减弱。自 2017 年国电集团和神华 集团合并重组工作实施以来，国家能源集团全面推进重组整合业务改革，导致“十三五” 期间公司关停落后产能、处置经营不良资产，减值损失严重。

2021 年，国家能源集团发 布高规格新能源转型规划，整体而言，我们认为集团重组整合业务改革基本完成，后续或 将不再存在高额度减值项目。

复盘公司 2017-2021 年重大减值事件，我们发现影响公司减值的情况主要分为两 类：火电机组关停与技术改造：根据国家政策要求、省发改委政策要求以及环保督查 要求淘汰不达标机组，如不达标的 30 万千瓦以下的火电机组；机组技术改造计提减值；

子公司破产：煤矿、多晶硅等子公司因长期亏损、环保要求等导致的破产。下面我们 将从以上两方面梳理公司未来发生重大减值的可能性：机组结构持续优化，无低参数机组关停担忧，仍存技术改造减值隐患

公司在役低参数机组不足 1%，主要火电企业排放均达标。2022 年 2 月，国家能源 局印发《关于稳妥有序做好“十四五”煤电行业淘汰落后产能有关工作的通知》，各省积 极响应，其中河北省发改委提出明确高规定，要求淘汰 30 万千瓦以下且改造后单位供电 煤耗仍达不到全省平均水平的机组。

截至 2021 年底，公司在运 30 万千瓦以下燃煤机组共 2 台 15 万千瓦，占公司火电控 股装机 0.39%。根据公司历史减值数据，2*15 万千瓦关停产生的减值损失不超过 2 亿 元。

同时，公司积极实施燃煤机组改造，计划“十四五”期间完成 1930 万千瓦煤电机组 “三改”，供电煤耗降低 4.38 克/千瓦时，供热量增加 4300 万吉焦，机组调峰能力增加 220 万千瓦，2021 年底，公司主要火电企业污染物排放均达标。

已破产企业无历史包袱，现存煤矿资产优质，减值几率低

已破产企业无历史包袱，后续减值可能性较低。2017-2021 年公司破产的四家公司 中，英力特煤业、宁夏太阳能以及内蒙古晶阳能源已完成破产清算，公司不再承担相应负 债；

云南宣威公司已完成破产清算，根据清算相关处置规定，公司于 2021 年 2 月购买宣 威公司 9 号、10 号机组及相关公用系统设备，协议作价 8.06 亿元。

其中，宣威公司 9 号、10 号机组已完成超低排放改造，能够保障云南电网电源支撑点、无功调节以及调峰 运行安全。我们认为，公司已破产子公司无历史包袱，后续再次减值可能性低。

现存煤矿为智能化、绿色化优质资产，关停拆除几率低。公司现有煤矿资产共三处， 分别为同忻煤矿、察哈素煤矿以及黄陵建庄煤矿，合计权益产能约 1098 万吨。

其中，同 忻煤矿年产能 1600 万吨，为山西最大煤矿，2020 年被列为国家首批智能化示范建设煤 矿，具备高安全系数与高开采效率，并被自然资源部纳入全国绿色矿山名录；

察哈素煤矿 位于国家大型煤炭基地—神东煤炭基地内的东胜煤田新街矿区，为公司 2×660MW 超超 临界空冷燃煤发电机组的配套建设。

截至 2021 年，察哈素煤矿与黄陵建庄煤矿已完成煤 炭开采的智能化、现场作业的自动化、固定设施的无人化的智能系统建设。我们认为，公 司现存煤矿为智能化、绿色化优质资产，关停拆除引起资产减值的概率低。

背靠国家能源集团 煤电一体化优势凸显业绩亮眼

公司背靠国内第一大煤炭企业国家能源集团，具备燃料供应及成本优势。自中国电力 集团与神华集团合并重组以来，公司充分利用国家能源集团“煤电路港航”一体化产业协 同优势，努力提升内部优质长协煤炭资源比例及兑现率，2021 年长协煤占比 92%；

同时 公司火电燃料费用关联交易占总燃料成本费用比例快速提升，2020-2021 年超 8 成燃料 为集团内部供应。公司单位燃料成本为五大发电集团最中最低。

2021 年较华能国际/大唐发电/华电国际单位燃料成本分别低 0.033/0.058/0.090 元/千瓦时，具备强有力的燃料成 本优势。我们认为，随着公司与集团在煤炭板块的进一步合作，公司燃料供应有保障且火 电业务盈利能力有望得到进一步增强。

2021 年极高煤价下火电亏损超 50 亿元，北京国电单 GW 亏损优于全国平均水平。 “计划电”“市场煤”政策背景与 2021 年高需求作用下，我国煤价于 2021 年下半年进 入历史极值区间，煤电企业在保障电力供给的情形下亏损严重。

2021 年公司入炉标煤单 价 900.42 元/吨，同比增长 291.49 元/吨。 2021 年北京国电亏损 52.56 亿元，经测算控股装机约 57GW，则单 GW 净利润亏损 约 0.92 亿元，同期华能国际/华电国际/大唐发电的火电单 GW 营业利润分别亏损 1.04/1.46/1.45 亿元。

营业利润相比净利润未扣除四费等科目，在此情形下，北京国电 单 GW 亏损额仍低于华能国际、华电国际、大唐发电等国内主要火电平台，足以证明北京 国电在高煤价下极具煤电一体化优势。

政策打开燃煤电价，公司火电核心区域电价顶格上浮。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》。

将燃煤发电市场交易价格浮 动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不 超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。

江浙皖三地为公司火电核心发 电区域，2021 年火电控股机组装机占比 43.96%，发电量占比 47.16%。政策发布之后各 省积极落实。

其中江苏省 2022 年年度长协交易、浙江省 2021 年 12 月集中竞价以及安 徽省 2021 年 11 月电网代理购电挂牌交易成交电价均为顶格上浮。我们判断，中短期内 电力供给仍将维持紧张，三省电价有望保持顶格上浮。

2022 年高煤价态势下，公司煤电一体业绩弹性十足。“双碳”战略背景下，电力需 求持续增加、煤炭受环保等政策影响供给持续萎缩，供需矛盾下导致 2021 年 10 月“市 场煤”达到历史极高值约 2600 元/吨，较 2020 年年初增长 373%。

同月，国家发改委等 部门组织煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积，煤炭价格在短期内快速回落，2022 年 3 月 至 4 月，煤价维持在 1100-1660 元/吨高位区间，较国家发改委给出的 570-770 元/吨长 协指导价格相去甚远。

即便 2022 年 4 月国家发改委设定今年新增 3 亿吨煤炭保供目标， 但在高需求下煤价难以快速下滑。

展望 2022 年，我们预期将会总体保持高电价、中高煤价的格局，高电价使得煤电行 业能够实现整体反转，煤炭供应优势将会确保公司盈利大幅领先同行，业绩弹性十足。

水电：供需改善+上游投产 盈利能力逐步回升
大渡河公司：稀缺性水电基地 弃水问题拖累业绩表现

公司手握稀缺优质水电，子公司国能大渡河为水电资产主要运营主体。截至 2021 年 底，公司拥有水电控股装机容量 1497 万千瓦。

其中控股子公司国能大渡河（持股 69%） 拥有控股装机容量 1174 万千瓦，占比 78.38%。为公司水电资产的主要运营主体，主要 负责大渡河流域干流 18 个梯级电站的开发。

根据《水电发展“十三五”规划》，大渡河流域是全国第五大水电基地，涉及青海、 四川两省，干流河段全长 1062 公里（其中四川省境内长 852 公里）天然落差 4175 米， 年径流量 470 亿立方米，全流域水电可开发规模约 2628 万千瓦，约占四川省水电资源总 量的 23.6%。

大渡河干流规划建设 29 级水电站，完全投产后，年发电量可达到 1127 亿 千瓦时，国能大渡河享有 29 级水电站中的 18 个梯级，总装机容量约 1800 万千瓦，约占 大渡河水电总装机的 2/3。

存量机组：国能大渡河存量机组业绩较 A 股其他水电龙头存在差距。国能大渡河存量 机组十三五期间盈利能力远低于行业平均水平，从 ROE 角度，公司 2016-2020 年的 ROE 分别为 6.52%、6.49%、6.56%、5.40%和 8.74%，长期低于其他龙头公司年 ROE 约 11%的平均水平。

从净利率角度，公司 2016-2020 年净利率分别为 15.28%、15.34%、14.20%、 12.10%和 19.42%。除折旧成本外，水电机组的盈利能力主要受制于电价与利用小时。

十 三五期间国能大渡河售电电价（不含税）略高于华能水电，但水电利用小时长期居于可比 公司末位，导致公司盈利能力显著低于国内其他大水电公司。

我 们认为，国能大渡河业绩不佳的主要原因在于大渡河流域水电被定位于在四川省内消纳， 受送出工程制约，在四川供大于求的情况下，弃水问题长期拖累机组盈利水平。

增量机组：十四五投产窗口期，352 万千瓦确定性水电增量。我国至今经历 2004 年、2008 年和 2013 年三个水电投产高峰后，可开发水电资源逐渐减少、剩余资源开发 难度增加，十三五、十四五期间国家规划水电装机复合增速分别下降到 3.5%、4.3%。

公司在大渡河上游和下游已有双江口、金川、沙坪一级、枕头坝二级等 4 个在建水电站， 合计装机容量 352 万千瓦，前景相对明朗，预计 2024 年后，国能大渡河水电站有望陆续 投产

到 2026 年公司大渡河全流域装机量有望达到 1518 万千瓦，较 2021 年末增长 30.19%。预计将以龙头水库双江口水电站投产为标志，迎来大渡河流域新一轮投产高峰 期，公司水电长期成长性凸显。

国能大渡河作为国内唯一未分拆上市的大型水电基地，握有稀缺性增量水电资源。我 们认为随着四川省电力供需趋紧，大渡河水电消纳问题有望改善；

同时受益于龙头水库双 江口水电站投产，大渡河下游水电站将充分受益于梯级补偿效益，有望实现量价齐升。我 们将在二、三节将分别讨论供需格局变化和双江口水电站投产的业绩改善逻辑。

四川省电力供需趋紧 存量机组盈利有望持续修复

四川电力装机以水电为主，比例达 77%。从装机结构上看，截至 2021 年末，四川全 省电力装机容量 11435 万千瓦，其中水电装机容量 8887 万千瓦，占比达 77.7%；火电 装机容量 1825 万千瓦，占比 16.0%。

从发电量上看，2021 年全省上网电量 4283 亿千 瓦时，而省内全社会用电量 3275 亿千瓦时（含外购电量），全口径外送电量 1368 亿千 瓦时，占比达 32%。

以水电为核心，高外送比例的电力供给格局决定了分析四川省电力供 需必须同时着眼于省内和省外的供求状况。

外送端：“八直八交”新格局开启，外送电量翻倍增长。截至 2021 年底，四川省 6 条特高压直流通道分别为：向家坝-上海，锦屏-苏南，溪洛渡左岸-浙江金华，雅中-江西 ±800kv 直流、±500 千伏德阳-宝鸡直流和乌东德-广东广西特高压多端柔性直流示范工 程。

与 500 千伏川渝联网和川藏联网输电线路形成“六直八交”的输电格局，最大外送能 力超过 3800 万千瓦，2021 年外送电量 1368 亿千瓦时。

2022 年 3 月，白鹤滩-浙江±800 千伏特高压直流输电工程湖州市吴兴区境内率先贯 通；同年 4 月，白鹤滩-江苏±800 千伏特高压直流输电线路进入验收阶段。

四川省十四五 期间“八交八直”的输电格局开启，预计 2025 年四川省外送电量将达到 2634 亿千瓦 时。

值得注意的是，拥有专属配套输电线路的外送电源，在规划初期即纳入落地端省份 中长期电源规划，因此可以视为落地端省份电源，难以对四川省省内电量供给形成支撑。

省内用电端：“十四五”经济发展目标带来较高的用电需求增长。2021 年四川省全 社会用电量 3275 亿千瓦时，同比增长 14%，2016-2021 年四川省全社会用电量复合增 速达 9.28%。

在省内消纳的装机量没有显著增长的格局下，用电量增长导致水电消纳情况 好转。 根据四川电力交易中心，2021 年四川全网累计装机弃水量 97.44 亿千瓦时，同比下 降 22.66%。

2021 年四川省政府工作报告提出十四五期间四川省年 GDP 目标增速 6%，2021 年四川 GDP 同比增速 8.2%，全社会用电量同比增速 14.3%。

根据现有研究结 论，电力需求与 GDP 增速存在长期协整关系，需求弹性约为 0.81。我们根据《四川省 “十四五”能源发展规划》，假设“十四五”期间四川省全社会用电量年增速约为 5.25%。以此推算到 2025 年四川省全社会用电需求约为 3700 亿千瓦时，用电需求快速 增长。

发电端：“十四五”期间新投产水电主要满足外送需求，其他电源暂时难担大任。一 方面，四川省内消纳的在建水电工程多在 2025 年后集中投产，火电虽是四川省第二大电 源但整体规模较小且主要用于调峰；

另一方面，全省新能源装机规模仅为 722 万千瓦（风 电 527 万千瓦，光伏 195 万千瓦），虽然四川省“十四五”规划提出要在 2025 年之前 建成 1000 万千瓦风电和 1000 万千瓦光伏的目标，但是新能源发电的稳定性和经济性问 题制约了这部分电源满足用电需求的能力。

“十四五”期间四川省水电消纳情况有望进一步改善。根据以上分析，我们对四川省 进行供需平衡的测算。

由于清洁能源消纳在火电之前，当清洁能源发电无法满足用电需求 时，火电厂便会开工发电，因此火电利用小时数的提高往往意味着整体电力供需格局趋 紧，侧面说明水电消纳格局改善。

我们测算供需平衡的核心逻辑就是根据未来四川省外送 电量和用电量规模倒推供需平衡状态下的发电量，同时在给定除了火电以外的其他电源的 发电能力的情况下，倒推为了使得四川省电力供需达到均衡需要的火电发电量，进而倒推 火电利用小时数变化。

根据《四川省“十四五”能源发展规划》，我们假设“十四五”末四川省水电装机容 量 10500 万千瓦，火电装机 2300 万千瓦(含煤电、气电、生物质发电等)，风电发电装机 1000 万千瓦，光伏发电装机 1200 万千瓦。

水电平均利用小时 4600 小时、风电平均利用 小时 2600 小时、光伏平均利用小时 1600 小时，则火电平均利用小时需达到 6601 小时 才能够满足省内用电量和外送电量的快速增长。

值得注意的是，四川省 2010 年以来最 高火电平均利用小时仅 4541 小时，火电需保持极高的利用小时数才能勉强平衡，四川省 十四五期间存在确定性用电缺口。

电力供需紧平衡情况下，市场化交易电价有望提高。随着电力消纳形势好转，四川省 水电上网电价在 2018-2020 年经历了下跌之后，2022 年同比大幅回升。

根据 2022 年四 川省市场年度交易结果，2022 年四川水电交易均价 0.224 元/千瓦时，较 2021 年上涨 0.02 元/千瓦时，同比上涨 10.16%。

其中，2022 年 1-2 月四川省火电累计利用小时 997 小时，同比增加 13.55%。综上，我们认为 2022 年市场化电价上行主要因四川省内供需 格局趋紧带来的电力消纳格局系统性好转。

根据四川电力交易中心，四川省 2021 年参与 市场化交易电量占省内用电量的 30%，我们假设平水期电价 0.25 元/千瓦时且 2022 年全 年水电市场化交易电价涨幅与水电年度交易均价涨幅一致（+10.16%）。

则国能大渡河公 司整体的电价水平增幅有望达到 3.18%。按国能大渡河 2021 年平均电价 0.266 元/千瓦 时计算，公司整体电价水平有望达到 0.274 元/千瓦时。

枯丰比失衡加剧供需矛盾 调节性水电站助力量价齐升

在整体电力供需偏向紧平衡的格局下，水电丰枯比失衡放大了供需矛盾。四川省水电 装机中将近 80%都是径流式水电站，不具备调节能力。

较差的调节能力导致四川省电力年 内供给差异明显，从过去六年平均发电量来看，四川省丰水期（6-10 月）发电量比例达 47%；平水期（5 月、11 月）发电量比例为 19%；

枯水期（12-4 月）发电量比例为 34%，枯丰比为 0.73。然而从用电需求结构来看，四川省全社会用电量的枯丰期比例约为 0.87，发电量和用电量的时间错配加剧了电力供需矛盾。

在用电需求不断增长的环境下，枯丰期发电量差距导致枯水期省内发电量无法满足用 电需求，四川省枯水期外购电量规模逐年攀升。

2021 年，四川省省间外购电量达 123.68 亿千瓦时，同比增长 103.15%，供需矛盾进一步凸显。改善水电枯丰结构，增加枯水期发 电量，对于缓解四川省电力供需具有重要价值。

调节性水电站平滑季节波动，双江口建成后梯级补偿效益显著。通过在流域中建设多 个水电站，使得各个水库之间联合调度，能够有效平滑水电发电量的季节波动，改善丰枯 比例。

当预报水库来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过上游水库提前拦蓄部分水 量，待下游水库来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过 流，从而提高梯级电站的发电效益。

双江口水电站正常蓄水位 2500m，总库容 28.97 亿 立方米，调节库容高达 19.17 亿立方米，具有年调节能力，可以在每年汛后进行蓄水，并 延迟汛前水位消落时间，从而提高下游水电站水头，为下游水电站带来丰厚的枯水期电量 增发效应。

电量：双江口水电站增发效应有望超 100 亿千瓦时。根据国能大渡河流域水电开发有 限公司测算，双江口水库投运后，与金刚川电站联合调度可以实现全年增发效应达 35 亿 千瓦时。

双江口水库调节可使坝址处设计枯水年枯水期平均流量由 123.9 立方米/秒提高 到 269.8 立方米/秒，可使双江口以下大渡河金川至铜街子等 22 个梯级电站枯水期发电量 增加 67 亿千瓦时，增幅达 34.8%。

双江口还同时增加长江三峡、葛洲坝电站发电 量 1.98 亿千瓦时，累计发电效益超过 100 亿千瓦时，充分体现梯级补偿效益。

电价：供需趋紧叠加枯水期增发，平均上网电价有望进一步提升。大渡河流域水电被 定位于在四川省内消纳，省内电量在各个水电站单独核定上网电价的基础上，部分参加市 场化交易。

一方面，在四川省确定性用电缺口的背景下，受市场化交易电价提升的影响， 存量机组上网电价有望提升；

另一方面，双江口水电投产后能够改善发电量的枯丰比例， 枯水期增发电量将直接提升大渡河流域的年度平均上网电价水平。

双江口水电站投产后，公司上网电价水平有望提高 2.49%。根据我们测算，双江口投 产后，国能大渡河公司存量电源枯水期发电量比例有望提高 6.72%，达到 36.42%。

在四 川省枯丰电价制度下，枯水期可以享受较高的上网电价水平，因此改善枯丰结构对发电企 业盈利具有重大利好。

根据《关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，四 川水电上网电价在丰水期下调 24%，在枯水期上浮 24.5%。2021 年四川省参与市场化交 易电量占省内用电量的 30%，

即便不考虑市场化电价上涨，仅考虑枯丰电价制度的情况 下，按国能大渡河公司 2021 年平均电价 0.266 元/千瓦时计算，双江口水电站投产有望 使整体电价水平抬升至 0.273 元/千瓦时，电价上涨幅度达 2.49%。基于此，即便不考虑 增发电量，电价提高 2.49%可以带来 2.25 亿元的净利润增长。

新能源：常规能源多能互补 支撑十四五高规格目标，传统能源仍是新能源发展的重要支撑

我国双碳转型仍处于起步阶段，传统能源依然是保证电力供应和电力系统安全的核 心。新能源出力具有难预测、不稳定、不受控等缺点，无法根据实际需要随时随地提供或 改变供应量，导致新能源存在三个明显的问题：

在需要顶峰供电时新能源无法提供 足够的电力；新能源利用小时数远低于传统能源；新能源出力不稳定造成对系 统调节能力提高。新能源装机比例不断上升导致上述缺点加速放大，电力系统安全性面临 挑战。

通常可以有如下方式解决上述问题：增加或利用煤电、水电等传统能源的灵 活性；新建抽水蓄能、燃气发电、新型储能等灵活性电源；在系统调节紧张时 段煤电停机或弃水、弃风、弃光；发挥需求侧响应能力，削减负荷。

煤电依然是最重要的调峰电源，现阶段成本仍然具有优势。我国抽水蓄能、燃气发电 等灵活性电源比例相比于发达国家明显偏低，尽管存在一定缺陷，但煤电依然是我国最重 要的调峰电源。

根据中电联数据，目前我国在运煤电机组一般最小出力为 50%-60%，冬 季供热期仅能低至 75%-85%，煤电的调峰能力十分有限，通过灵活性改造，最小技术出 力可低至 30%-35%额定容量，部分机组可以低至 20%-25%，热电联产机组最小技术出 力达到 40%-50%额定容量。

目前煤电灵活性改造成本约 500-1500 元/kW，与抽水蓄 能 6000 元/kW 和新型储能 2000 元/kW 的成本相比有明显优势，考虑到煤电利用小时数 更高，实际度电成本优势更加突出。

水电调峰功能占比有望迅速增加，助力解决新型电力系统消纳问题。由于启停迅速、 调峰过程无额外能量损失和零碳能源的特征，水电的灵活性与调峰能力有望进一步发挥，成为整个电力系统的稳定器。

拥有水库的水电具有天然的调节能力，通过在新能源出力较 大时刻蓄水减少发电量，新能源出力较小时放水增大发电量，可以有效调节新能源波动。

水电爬坡能力强，调节效率更高，调节的容量更大，时间也更长，是非常优秀的调节电 源。但水电调节能力受来水、库容、航运、水利等因素限制，参与调节也有一定的缺陷。

水电灵活性价值将在电力体制改革中逐渐显现，但现阶段可以通过水风光多能互补方式提 前体现。且水电搭配新能源无需对水电站做额外的升级改造，成本方面也拥有巨大优势。

煤电调节能力地位得到发改委确认，搭配新能源享受优先并网权限。2021 年 8 月国 家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通 知》。

文中明确将开展灵活性改造的煤电纳入调峰能力范畴，且超过电网企业保障性并网 以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配建调峰能力，按照 20% 以上挂钩比例进行配建的优先并网。

多能互补基地纳入全国“十四五”规划，国能大渡河充分受益。2021 年 3 月两会通 过的“十四五”规划纲要中，明确提及“建设一批多能互补的清洁能源基地”。

同月，国 家发改委、能源局同月发布的《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》中也着重提及“论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、增加储能设施的必要 性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆”。

2021 年 6 月，大 渡河公司与四川省阿坝州政府签署了“千万千瓦综合能源试点基地”合作备忘录，共同打 造大渡河上游国家级千万千瓦“水风光一体化综合能源试点基地”。

我们认为，水风光大 基地的建设既能够充分发挥水电灵活性，减少调峰弃水，又能够增加枯水期发电量，进一 步实现量价齐升。

十四五全新战略目标 传统能源支撑下项目获取能力优异

集团新能源转型目标明确，旗下核心新能源平台责无旁贷。截至 2020 年底，国家能 源集团总装机 2.57 亿千瓦，其中可再生能源占比 18.56%。

2021 年年初，国家能源集团 在国家双碳战略下明确“十四五”时期新增新能源装机 7000-8000 万千瓦目标，并由各 子公司完成。公司与龙源电力、国华投资共同作为集团旗下新能源发展的三驾马车，必将 担起集团新能源装机目标大任。

2021 年 4 月，公司在年报明确提出“加快低碳化转型” 战略目标，“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。装机目标远超前期规划的 1500 万千瓦，彰显公司新能源转型的决心与信心。

公司常规能源遍布全国，为新能源项目获取提供便利。公司常规能源遍布国内 20 余 个省份，为当地新能源项目获取提供便利。水电方面，公司大渡河流域龙头水库双江口水 电站于“十四五”投产后将显著增加流域调节能力；

同时水电有助于获取抽水蓄能项目资 源，目前公司已在安徽、广西、江西获得 3 个抽水蓄能电站共 360 万千瓦开发权。

火电方 面，国家能源局明确要求大型风光基地项目配套煤电灵活性改造，公司火电资产在内蒙 古、宁夏、浙江、云南等区域重点布置，公司积极实施“火电+新能源+调峰”战略获取 基地项目资源。

我们认为，新型电力系统下需要建设多能互补能源结构，在政策支持与实 际应用中，公司常规能源都将为新能源项目资源获取提供有力竞争力。

公司坚持基地式、场站式、分布式项目全面推进，资源获取能力优异。2021 年，公 司成立新能源基地专班，全力谋划新能源基地开发和送出线路配套项目建设，成功取得神 府至河北南网 140 万千瓦、蒙西至天津南 60 万千瓦、青海海西乌兰 300 万千瓦新能源建 设指标；

持续推进“场站式”项目开发，发挥区位优势和资源优势，发挥调峰和储能优 势，布局抢占项目资源，取得 21 个场站式项目竞争性配置指标；在县域分布式光伏方面 推进 7 个县（市、区）列入国家首批试点清单。

公司在 2020-2021 年大规模签约新能源项目，彰显公司十四五清洁能源转型信心， 同期国家能源集团共获得 45GW 项目，公司签约项目占据集团 56%，体现集团对公司多 能互补装机结构的倾斜；

公司优越的煤电一体化与持续修复的水电资产，为新能源 项目获取雪中送炭，公司有望打造集团常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军。

常规能源提供足额现金流 新能源项目建设有力保障

公司常规能源充裕的现金流将为新能源转型提供有力保障。公司大容量火电与水电资 产提供充裕现金流，为公司“十四五”高规格新能源装机目标提供现金支持。

从业绩来 看，公司火电板块 2021 年净利润亏损 59 亿元，计提资产减值损失 12 亿元，折旧成本 113 亿元；水电板块 2021 年净利润 25 亿元，其他折旧 56 亿元。

极高折旧给予公司火电 板块足够厚的现金流安全垫，在当前煤价维持高位的背景下，我们预测即便是在最保守的 假设下，即“十四五”期间公司火电资产会计利润为零。

公司内生现金流仍能支撑公司 3500 万千瓦新能源新增装机所需资本金，公司对股权融资的依赖程度较低，构成公司相 比其他新能源运营龙头的一大核心优势：

新能源资本金需求：“十四五”期间新增 3500 万千瓦新能源装机，按照 30%风 电、平均造价 6000 元/千瓦，70%光伏、平均造价 3500 元/千瓦计算，需要总资本开支 1488 亿元，按照 30%资本金比例计算，需要资本金 446 亿元；

煤电板块现金流：极端保守假设整个“十四五”期间公司煤电板块会计利润为 零，暂未考虑债务，则至少回收折旧对应的权益现金流 113*4=452 亿元（2022-2025 共 四年，下同）；

水电板块现金流：公司 2021 年水电板块实现净利润 25 亿元，未单独披露水电折 旧，不考虑新增水电机组投产，在不考虑折旧情形下（在后文单独考虑），则“十四五” 期间公司现有水电装机可产生权益现金流 25*4=100 亿元；

新能源板块现金流：公司 2021 年新能源板块实现净利润 13 亿元，未单独披露新 能源折旧，在不考虑折旧情形下（在后文单独考虑），不考虑补贴拖欠。由此测算“十四 五”期间公司现有新能源装机可产生权益现金流 13*4=52 亿元；

公司未单独披露水电与新能源板块折旧数据，但披露“其他行业折旧”，并维持在 50-56 亿元/年，根据公司 2017-2021 年可再生能源控股装机数据。

我们合理推测其他行 业折旧主要为公司可再生能源装机折旧，以 2021 年折旧 56 亿元为基准，由此测算“十 四五”期间公司现有可再生能源装机可产生权益现金流 56*4=224 亿元；

由于公司“十四五”期间火电技术改造任务较重，我们考虑技改及购零支出，以 2021 年 64 亿为基准，按照 30%资本金，则“十四五”期间技改及购零产生权益现金流 出 64*30%*4=77 亿元。

综上，即便不考虑新增新能源装机带来的现金流滚雪球式增长，不考虑 2021 年公司 投产的 189.8 万千瓦新能源项目，2022-2025 年，公司现有火电、水电以及新能源机组 最低产生合计 828 亿元现金流。

考虑技改支出 77 亿元，仍能完全覆盖 446 亿元新增资本 开支，剩余 305 亿元可灵活用于分红及偿还债务，公司基本不依赖股权融资。

盈利预测

公司当前 PE、PB 均处于历史最低分位附近。我们复盘了公司过去五年的股价表现， 发现公司历史估值水平波动较大，PE 在 9x-37x 之间波动。公司当前 PE-TTM -27.6 倍， PB 1.2 倍。

我们假设公司 2022-2024 年经营数据如下：

结合当前电力及煤炭供需情况，假设公司火电机组 2022-2024 年控股装机量分别为 7840、8040 和 8090 万千瓦，平均利用小时数分别为 5046、5246 和 5316，单位燃料 成本分别同比变化 10%、-2%和-2%，平均上网电价分别同比变化 15%、0%和 0%。

结合四川省电力供需格局与公司水电新增投产，我们假设公司水电机组 2022-2024 年控股装机分别为 1497、1497、1611 万千瓦，平均利用小时数分别为 3933、4138 和 3946 小时。

结合公司新能源项目获取及开工情况，假设公司风电机组 2022-2024 年新投产装机 容量分别为 2、4 和 5GW，光伏新增装机 2.8、4 和 5GW。

由此，我们预计公司 2022-2024 年营业收入分别为 1927、2091 和 2208 亿元，同 比增速 14.6%、8.5%和 5.6%，归母净利润预测分别为 45、59.8 和 75.2 亿元，当前股价 对应 PE 分别为 11、8 和 7 倍。