常規(guī)能源資產(chǎn)優(yōu)質(zhì) 多能互補支撐新能源高規(guī)格目標(biāo)，背靠國家能源集團 十四五確立全新戰(zhàn)略定位再出發(fā)全國第二大電力上市平臺，可再生能

常規(guī)能源資產(chǎn)優(yōu)質(zhì) 多能互補支撐新能源高規(guī)格目標(biāo)，背靠國家能源集團 十四五確立全新戰(zhàn)略定位再出發(fā)

全國第二大電力上市平臺，可再生能源權(quán)益裝機占比超 1/3。公司為國內(nèi)第二大電力 上市平臺，產(chǎn)業(yè)涉及火電、水電、風(fēng)電、光電、煤炭、化工等領(lǐng)域，分布在全國 24 個 省、市、自治區(qū)。

公司以電力業(yè)務(wù)為主要收入來源，2021 年公司營收 1681.85 億元，電 力營收占比高達 94%。截至 2021 年底，公司控股裝機 9981 萬千瓦。

其中火電/水電/新 能源分別為 7739/1497/744 萬千瓦；權(quán)益裝機 4977 萬千瓦，其中火電/水電/新能源分 別為 3288/1042/647 萬千瓦，可再生能源權(quán)益裝機占比達到 33.94%。

“十三五”期間集團處置不良資產(chǎn)輕裝上陣，奠定公司“十四五”全新發(fā)展基礎(chǔ)。 2017 年底，國電集團與神華集團重組合并落地后，公司加速處置不良資產(chǎn)。

2018-2021 年，公司關(guān)停多個火電機組并對長期虧損子公司進行破產(chǎn)清算，致使各類減值維持在 30- 60 億元。2018 年，公司關(guān)停寧夏英力特煤業(yè)與多個火電機組，致使減值提升至 35.1 億 元，公司業(yè)績同比下滑 38.4%至 13.69 億元。

2019-2020 年，集團優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)注入、燃料價格優(yōu)化以及來水量好轉(zhuǎn)等因素帶來的業(yè) 績增量超過減值損失對業(yè)績的影響，公司凈利潤保持上升趨勢。

在 2021 年極高煤價下， 公司入爐標(biāo)煤單價 900.42 元/噸，同比增長 291.49 元/噸，雖然公司具備煤電一體化優(yōu) 勢，燃料成本較同行業(yè)更低，但仍虧損 59 億元；

同期可再生能源盈利 38 億元，成為公司 主要利潤來源；綜合火電機組減值與晶陽公司破產(chǎn)造成的共 46 億減值損失與 20 億資產(chǎn)處 置損益影響，公司歸母凈利潤虧損 18.45 億元。

國內(nèi)最大的電力公司與全球最大的煤炭公司，控股股東背景優(yōu)勢突出。公司控股股東 國家能源集團由國電集團與神華集團于 2017 年 11 月聯(lián)合重組。

其中國電集團為“五大 發(fā)電集團”之一，神華集團為國內(nèi)最大的煤炭企業(yè)。重組后控股股東擁有煤炭、電力、運 輸、化工等全產(chǎn)業(yè)鏈業(yè)務(wù)，產(chǎn)業(yè)分布在全國 31 個省區(qū)市以及美國、加拿大等 10 多個國家 和地區(qū)。

截至 2020 年，國家能源集團煤炭產(chǎn)量 5.3 億噸，電力總裝機量 2.57 億千瓦，其 中火電總裝機量 1.91 億千瓦，為國內(nèi)最大電力公司、全球規(guī)模最大的煤炭生產(chǎn)公司以及 全球最大的火力發(fā)電公司，具備“煤電路港航”一體化產(chǎn)業(yè)協(xié)同優(yōu)勢。

國家能源集團旗下常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)整合平臺，享有優(yōu)先選擇權(quán)與優(yōu)先收購權(quán)。國家 能源集團重組合并初期，明確將國電電力作為國家能源集團常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)整合平臺。

逐步將常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)（不包括旗下其他上市公司資產(chǎn)）資產(chǎn)注入國電電力，并計劃于 2022 年前注入公司；給予公司在集團未來新增與存續(xù)項目的優(yōu)先選擇權(quán)與優(yōu)先購買權(quán)。

2018 年以來集團積極履行承諾，2019 年公司與中國神華共同出資成立北京國電，公司持 股 57.47%，當(dāng)年新增控股火電裝機 3035 萬千瓦；2021 年集團注入山東公司等常規(guī)能源 資產(chǎn)進入公司，其中火電裝機 1506 萬千瓦。

雙碳戰(zhàn)略下集團新能源轉(zhuǎn)型加速，公司確立全新戰(zhàn)略定位加速清潔能源轉(zhuǎn)型。2021 年年初，國家能源集團確立十四五期間新增 7000-8000 萬 千瓦新能源裝機目標(biāo)，并下發(fā)給各子公司完成。

公司作為集團旗下核心電力上市平臺，緊 隨集團發(fā)展戰(zhàn)略，于 2021 年提出打造集團公司“常規(guī)電力能源轉(zhuǎn)型排頭兵，新能源發(fā)展 主力軍，世界一流企業(yè)建設(shè)引領(lǐng)者”戰(zhàn)略定位。

2022 年 4 月明確十四五期間新增新 能源裝機 3500 萬千瓦、清潔能源裝機占比達到 40%以上，經(jīng)我們統(tǒng)計，截至 2021 年 底，公司清潔能源以控股/ 權(quán)益口徑統(tǒng)計裝機分別為 2241/1738 萬千瓦，分別占比 23.47%/34.92%。公司轉(zhuǎn)型目標(biāo)宏大，進入全新的發(fā)展階段。

常規(guī)能源資產(chǎn)優(yōu)質(zhì) 新型電力系統(tǒng)下多能互補優(yōu)勢顯著

新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型需要傳統(tǒng)能源支撐，公司水火裝機優(yōu)勢凸顯。2021 年 3 月，總書 記提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，明確將新能源作為未來電力系統(tǒng)的出力主 體。

由于新能源出力的間歇性和不穩(wěn)定性，需要多電源互相輔助協(xié)調(diào)。具體到火電與水電 而言，火電具有調(diào)峰調(diào)頻功能，且政策規(guī)定火電靈活性改造可獲得新能源指標(biāo)；

抽水蓄能 可參與調(diào)峰；火電與水電均可提高電網(wǎng)消納能力、增強出力穩(wěn)定性。 公司過去為國家能源集團旗下核心常規(guī)能源平臺，擁有集團主要火電與水電資產(chǎn)。

截 至 2021 年，公司火電/水電控股裝機分別為 7739/1497 萬千瓦，為全國第二大火電平臺 與第五大水電平臺。在新能源項目獲取與建設(shè)中擁有得天獨厚的稟賦。

全國第二大火電上市平臺，資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，背靠國家能源集團煤電一體化優(yōu)勢凸顯。公司 為國內(nèi)第二大火電上市平臺，火電控股裝機容量僅次于華能國際，截至 2021 年公司火電 控股裝機 7739 萬千瓦，占公司控股裝機 77.54%。

公司控股火電機組主要為高參數(shù)低煤耗優(yōu)質(zhì)機組，截至 2021 年底，60 萬千瓦及以上 裝機占比 66.55%，煤電煤耗 295.47 克/千瓦時。此外，公司背靠國家能源集團，煤炭供 給有保障；

公司旗下最大火電子公司北京國電由國電電力與中國神華共同出資成立，與中 國神華業(yè)務(wù)聯(lián)系緊密，部分機組配套煤礦。在 2021-2022 年煤價高位運作行情下，煤炭 量價保障使得公司火電經(jīng)營穩(wěn)定性遠高于其他火電公司。

十四五計劃 1930 萬千瓦火電機組完成“三改”任務(wù)，增強新能源項目獲取能力。公 司計劃十四五期間完成 1930 萬千瓦煤電機組“三改”，分別為供電煤耗降低 4.38 克/千 瓦時、供熱量增加 4300 萬吉焦以及機組調(diào)峰能力增加 220 萬千瓦。

2021-2022 年，內(nèi) 蒙古與新疆等多省份出臺煤電靈活性改造與新能源項目指標(biāo)獲取掛鉤的文件，提升公司新 能源項目指標(biāo)獲取能力。

水電盈利谷底已過，業(yè)績加速修復(fù)確定性強。國能大渡河作為公司水電資產(chǎn)的主要運 營主體，控股裝機容量達 1174 萬千瓦。

國能大渡河公司擁有全國第五大水電基地——大 渡河水電基地約 2/3 的開發(fā)權(quán)，十四五期間將迎來大渡河流域新一輪投產(chǎn)高峰期，到 2026 年公司大渡河全流域裝機量有望達到 1518 萬千瓦，較 2021 年末增長 30.19%。

“十四五”開門紅，新能源已成公司核心板塊，傳統(tǒng)能源支撐下新能源項目落地有望 快速提升。截至 2021 年底，公司風(fēng)電/光伏權(quán)益裝機分別為 618/29 萬千瓦，凈利潤超 13 億元，在火電大額虧損下可再生能源成為公司主要利潤來源。

截至 2021 年底，公司已完成核準(zhǔn)或備案的風(fēng)電裝機 47 萬千瓦，光伏發(fā)電裝機 609.19 萬千瓦；完成 7 個新能源項目并購，共計 94.11 萬千瓦，包括并購正泰新能源 51.21 萬千瓦分布式光伏項目。

“十四五”期間公司有望憑借自身水火裝機獲取更多新能 源項目，2020-2021 年公司新增新能源簽約規(guī)模超 25GW，隨新能源新項目投產(chǎn)，新能 源業(yè)務(wù)將為公司業(yè)績提升貢獻主要力量，并加速公司清潔化轉(zhuǎn)型。

火電：資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)減值顧慮消減 煤電聯(lián)營優(yōu)勢凸顯，國內(nèi)第二大火電上市平臺 機組結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化

國內(nèi)第二大火電上市平臺，火電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)。截至 2021 年底，公司火電控股裝機 7739 萬千瓦，為國內(nèi)第二大火電上市平臺，裝機規(guī)模僅次于華能國際，機組主要分布在 東部沿海地區(qū)、大型煤電基地和外送電通道，其中江蘇、安徽、浙江地區(qū)控股裝機容量比例達到 43.96%。

公司火電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，截至 2021 年底，公司火電機組中 60 萬千瓦及以上 占比達到 66.55%，在幾大發(fā)電集團中較為領(lǐng)先。2017-2021 年公司火電利用小時數(shù)均高 于全國火電平均利用小時數(shù)。

集團資產(chǎn)注入支持下，公司火電煤電一體化與地域優(yōu)勢提升。國電集團與神華集團重 組后，為突出國電電力常規(guī)能源發(fā)電的主業(yè)，減少國電電力與新組建的國家能源集團的同 業(yè)競爭，并積極落實對于公司的常規(guī)能源資產(chǎn)注入承諾，2017-2021 年集團對公司共完 成兩次重大資產(chǎn)重組：

與中國神華合資成立北京國電，加強與神華的合作關(guān)系，增強煤電一體化優(yōu)勢。 2019 年 1 月，公司與中國神華共同出資成立北京國電（公司持股 57.47%，中國神華持 股 42.53%）。

中國神華將其下屬與公司火電資產(chǎn)位于業(yè)務(wù)重合區(qū)域（包括山西、內(nèi)蒙 古、遼寧、江蘇、浙江、安徽、寧夏、新疆等區(qū)域）的火電資產(chǎn)注入合資公司。

與集團公司置換資產(chǎn)，擴大公司火電覆蓋區(qū)域，優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)增厚公司利潤。2021 年 8 月，公司與集團公司置換資產(chǎn)，置出河北銀行 19%和英力特集團 51%的股權(quán)，置入山 東、江西、福建、廣東、海南、湖南等地火電、水電資產(chǎn)，置入置出資產(chǎn)交易差額 123.63 億元，公司將以現(xiàn)金方式支付給國家能源集團。

資產(chǎn)質(zhì)量持續(xù)優(yōu)化 減值負擔(dān)消減

集團重組后業(yè)務(wù)改革卓有成效，公司減值陣痛或?qū)p弱。自 2017 年國電集團和神華 集團合并重組工作實施以來，國家能源集團全面推進重組整合業(yè)務(wù)改革，導(dǎo)致“十三五” 期間公司關(guān)停落后產(chǎn)能、處置經(jīng)營不良資產(chǎn)，減值損失嚴重。

2021 年，國家能源集團發(fā) 布高規(guī)格新能源轉(zhuǎn)型規(guī)劃，整體而言，我們認為集團重組整合業(yè)務(wù)改革基本完成，后續(xù)或 將不再存在高額度減值項目。

復(fù)盤公司 2017-2021 年重大減值事件，我們發(fā)現(xiàn)影響公司減值的情況主要分為兩 類：火電機組關(guān)停與技術(shù)改造：根據(jù)國家政策要求、省發(fā)改委政策要求以及環(huán)保督查 要求淘汰不達標(biāo)機組，如不達標(biāo)的 30 萬千瓦以下的火電機組；機組技術(shù)改造計提減值；

子公司破產(chǎn)：煤礦、多晶硅等子公司因長期虧損、環(huán)保要求等導(dǎo)致的破產(chǎn)。下面我們 將從以上兩方面梳理公司未來發(fā)生重大減值的可能性：機組結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，無低參數(shù)機組關(guān)停擔(dān)憂，仍存技術(shù)改造減值隱患

公司在役低參數(shù)機組不足 1%，主要火電企業(yè)排放均達標(biāo)。2022 年 2 月，國家能源 局印發(fā)《關(guān)于穩(wěn)妥有序做好“十四五”煤電行業(yè)淘汰落后產(chǎn)能有關(guān)工作的通知》，各省積 極響應(yīng)，其中河北省發(fā)改委提出明確高規(guī)定，要求淘汰 30 萬千瓦以下且改造后單位供電 煤耗仍達不到全省平均水平的機組。

截至 2021 年底，公司在運 30 萬千瓦以下燃煤機組共 2 臺 15 萬千瓦，占公司火電控 股裝機 0.39%。根據(jù)公司歷史減值數(shù)據(jù)，2*15 萬千瓦關(guān)停產(chǎn)生的減值損失不超過 2 億 元。

同時，公司積極實施燃煤機組改造，計劃“十四五”期間完成 1930 萬千瓦煤電機組 “三改”，供電煤耗降低 4.38 克/千瓦時，供熱量增加 4300 萬吉焦，機組調(diào)峰能力增加 220 萬千瓦，2021 年底，公司主要火電企業(yè)污染物排放均達標(biāo)。

已破產(chǎn)企業(yè)無歷史包袱，現(xiàn)存煤礦資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，減值幾率低

已破產(chǎn)企業(yè)無歷史包袱，后續(xù)減值可能性較低。2017-2021 年公司破產(chǎn)的四家公司 中，英力特煤業(yè)、寧夏太陽能以及內(nèi)蒙古晶陽能源已完成破產(chǎn)清算，公司不再承擔(dān)相應(yīng)負 債；

云南宣威公司已完成破產(chǎn)清算，根據(jù)清算相關(guān)處置規(guī)定，公司于 2021 年 2 月購買宣 威公司 9 號、10 號機組及相關(guān)公用系統(tǒng)設(shè)備，協(xié)議作價 8.06 億元。

其中，宣威公司 9 號、10 號機組已完成超低排放改造，能夠保障云南電網(wǎng)電源支撐點、無功調(diào)節(jié)以及調(diào)峰 運行安全。我們認為，公司已破產(chǎn)子公司無歷史包袱，后續(xù)再次減值可能性低。

現(xiàn)存煤礦為智能化、綠色化優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，關(guān)停拆除幾率低。公司現(xiàn)有煤礦資產(chǎn)共三處， 分別為同忻煤礦、察哈素煤礦以及黃陵建莊煤礦，合計權(quán)益產(chǎn)能約 1098 萬噸。

其中，同 忻煤礦年產(chǎn)能 1600 萬噸，為山西最大煤礦，2020 年被列為國家首批智能化示范建設(shè)煤 礦，具備高安全系數(shù)與高開采效率，并被自然資源部納入全國綠色礦山名錄；

察哈素煤礦 位于國家大型煤炭基地—神東煤炭基地內(nèi)的東勝煤田新街礦區(qū)，為公司 2×660MW 超超 臨界空冷燃煤發(fā)電機組的配套建設(shè)。

截至 2021 年，察哈素煤礦與黃陵建莊煤礦已完成煤 炭開采的智能化、現(xiàn)場作業(yè)的自動化、固定設(shè)施的無人化的智能系統(tǒng)建設(shè)。我們認為，公 司現(xiàn)存煤礦為智能化、綠色化優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，關(guān)停拆除引起資產(chǎn)減值的概率低。

背靠國家能源集團 煤電一體化優(yōu)勢凸顯業(yè)績亮眼

公司背靠國內(nèi)第一大煤炭企業(yè)國家能源集團，具備燃料供應(yīng)及成本優(yōu)勢。自中國電力 集團與神華集團合并重組以來，公司充分利用國家能源集團“煤電路港航”一體化產(chǎn)業(yè)協(xié) 同優(yōu)勢，努力提升內(nèi)部優(yōu)質(zhì)長協(xié)煤炭資源比例及兌現(xiàn)率，2021 年長協(xié)煤占比 92%；

同時 公司火電燃料費用關(guān)聯(lián)交易占總?cè)剂铣杀举M用比例快速提升，2020-2021 年超 8 成燃料 為集團內(nèi)部供應(yīng)。公司單位燃料成本為五大發(fā)電集團最中最低。

2021 年較華能國際/大唐發(fā)電/華電國際單位燃料成本分別低 0.033/0.058/0.090 元/千瓦時，具備強有力的燃料成 本優(yōu)勢。我們認為，隨著公司與集團在煤炭板塊的進一步合作，公司燃料供應(yīng)有保障且火 電業(yè)務(wù)盈利能力有望得到進一步增強。

2021 年極高煤價下火電虧損超 50 億元，北京國電單 GW 虧損優(yōu)于全國平均水平。 “計劃電”“市場煤”政策背景與 2021 年高需求作用下，我國煤價于 2021 年下半年進 入歷史極值區(qū)間，煤電企業(yè)在保障電力供給的情形下虧損嚴重。

2021 年公司入爐標(biāo)煤單 價 900.42 元/噸，同比增長 291.49 元/噸。 2021 年北京國電虧損 52.56 億元，經(jīng)測算控股裝機約 57GW，則單 GW 凈利潤虧損 約 0.92 億元，同期華能國際/華電國際/大唐發(fā)電的火電單 GW 營業(yè)利潤分別虧損 1.04/1.46/1.45 億元。

營業(yè)利潤相比凈利潤未扣除四費等科目，在此情形下，北京國電 單 GW 虧損額仍低于華能國際、華電國際、大唐發(fā)電等國內(nèi)主要火電平臺，足以證明北京 國電在高煤價下極具煤電一體化優(yōu)勢。

政策打開燃煤電價，公司火電核心區(qū)域電價頂格上浮。2021 年 10 月，國家發(fā)改委印 發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》。

將燃煤發(fā)電市場交易價格浮 動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不 超過 20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制。

江浙皖三地為公司火電核心發(fā) 電區(qū)域，2021 年火電控股機組裝機占比 43.96%，發(fā)電量占比 47.16%。政策發(fā)布之后各 省積極落實。

其中江蘇省 2022 年年度長協(xié)交易、浙江省 2021 年 12 月集中競價以及安 徽省 2021 年 11 月電網(wǎng)代理購電掛牌交易成交電價均為頂格上浮。我們判斷，中短期內(nèi) 電力供給仍將維持緊張，三省電價有望保持頂格上浮。

2022 年高煤價態(tài)勢下，公司煤電一體業(yè)績彈性十足。“雙碳”戰(zhàn)略背景下，電力需 求持續(xù)增加、煤炭受環(huán)保等政策影響供給持續(xù)萎縮，供需矛盾下導(dǎo)致 2021 年 10 月“市 場煤”達到歷史極高值約 2600 元/噸，較 2020 年年初增長 373%。

同月，國家發(fā)改委等 部門組織煤炭增產(chǎn)保供、嚴查惡意炒作囤積，煤炭價格在短期內(nèi)快速回落，2022 年 3 月 至 4 月，煤價維持在 1100-1660 元/噸高位區(qū)間，較國家發(fā)改委給出的 570-770 元/噸長 協(xié)指導(dǎo)價格相去甚遠。

即便 2022 年 4 月國家發(fā)改委設(shè)定今年新增 3 億噸煤炭保供目標(biāo)， 但在高需求下煤價難以快速下滑。

展望 2022 年，我們預(yù)期將會總體保持高電價、中高煤價的格局，高電價使得煤電行 業(yè)能夠?qū)崿F(xiàn)整體反轉(zhuǎn)，煤炭供應(yīng)優(yōu)勢將會確保公司盈利大幅領(lǐng)先同行，業(yè)績彈性十足。

水電：供需改善+上游投產(chǎn) 盈利能力逐步回升
大渡河公司：稀缺性水電基地 棄水問題拖累業(yè)績表現(xiàn)

公司手握稀缺優(yōu)質(zhì)水電，子公司國能大渡河為水電資產(chǎn)主要運營主體。截至 2021 年 底，公司擁有水電控股裝機容量 1497 萬千瓦。

其中控股子公司國能大渡河（持股 69%） 擁有控股裝機容量 1174 萬千瓦，占比 78.38%。為公司水電資產(chǎn)的主要運營主體，主要 負責(zé)大渡河流域干流 18 個梯級電站的開發(fā)。

根據(jù)《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，大渡河流域是全國第五大水電基地，涉及青海、 四川兩省，干流河段全長 1062 公里（其中四川省境內(nèi)長 852 公里）天然落差 4175 米， 年徑流量 470 億立方米，全流域水電可開發(fā)規(guī)模約 2628 萬千瓦，約占四川省水電資源總 量的 23.6%。

大渡河干流規(guī)劃建設(shè) 29 級水電站，完全投產(chǎn)后，年發(fā)電量可達到 1127 億 千瓦時，國能大渡河享有 29 級水電站中的 18 個梯級，總裝機容量約 1800 萬千瓦，約占 大渡河水電總裝機的 2/3。

存量機組：國能大渡河存量機組業(yè)績較 A 股其他水電龍頭存在差距。國能大渡河存量 機組十三五期間盈利能力遠低于行業(yè)平均水平，從 ROE 角度，公司 2016-2020 年的 ROE 分別為 6.52%、6.49%、6.56%、5.40%和 8.74%，長期低于其他龍頭公司年 ROE 約 11%的平均水平。

從凈利率角度，公司 2016-2020 年凈利率分別為 15.28%、15.34%、14.20%、 12.10%和 19.42%。除折舊成本外，水電機組的盈利能力主要受制于電價與利用小時。

十 三五期間國能大渡河售電電價（不含稅）略高于華能水電，但水電利用小時長期居于可比 公司末位，導(dǎo)致公司盈利能力顯著低于國內(nèi)其他大水電公司。

我 們認為，國能大渡河業(yè)績不佳的主要原因在于大渡河流域水電被定位于在四川省內(nèi)消納， 受送出工程制約，在四川供大于求的情況下，棄水問題長期拖累機組盈利水平。

增量機組：十四五投產(chǎn)窗口期，352 萬千瓦確定性水電增量。我國至今經(jīng)歷 2004 年、2008 年和 2013 年三個水電投產(chǎn)高峰后，可開發(fā)水電資源逐漸減少、剩余資源開發(fā) 難度增加，十三五、十四五期間國家規(guī)劃水電裝機復(fù)合增速分別下降到 3.5%、4.3%。

公司在大渡河上游和下游已有雙江口、金川、沙坪一級、枕頭壩二級等 4 個在建水電站， 合計裝機容量 352 萬千瓦，前景相對明朗，預(yù)計 2024 年后，國能大渡河水電站有望陸續(xù) 投產(chǎn)

到 2026 年公司大渡河全流域裝機量有望達到 1518 萬千瓦，較 2021 年末增長 30.19%。預(yù)計將以龍頭水庫雙江口水電站投產(chǎn)為標(biāo)志，迎來大渡河流域新一輪投產(chǎn)高峰 期，公司水電長期成長性凸顯。

國能大渡河作為國內(nèi)唯一未分拆上市的大型水電基地，握有稀缺性增量水電資源。我 們認為隨著四川省電力供需趨緊，大渡河水電消納問題有望改善；

同時受益于龍頭水庫雙 江口水電站投產(chǎn)，大渡河下游水電站將充分受益于梯級補償效益，有望實現(xiàn)量價齊升。我 們將在二、三節(jié)將分別討論供需格局變化和雙江口水電站投產(chǎn)的業(yè)績改善邏輯。

四川省電力供需趨緊 存量機組盈利有望持續(xù)修復(fù)

四川電力裝機以水電為主，比例達 77%。從裝機結(jié)構(gòu)上看，截至 2021 年末，四川全 省電力裝機容量 11435 萬千瓦，其中水電裝機容量 8887 萬千瓦，占比達 77.7%；火電 裝機容量 1825 萬千瓦，占比 16.0%。

從發(fā)電量上看，2021 年全省上網(wǎng)電量 4283 億千 瓦時，而省內(nèi)全社會用電量 3275 億千瓦時（含外購電量），全口徑外送電量 1368 億千 瓦時，占比達 32%。

以水電為核心，高外送比例的電力供給格局決定了分析四川省電力供 需必須同時著眼于省內(nèi)和省外的供求狀況。

外送端：“八直八交”新格局開啟，外送電量翻倍增長。截至 2021 年底，四川省 6 條特高壓直流通道分別為：向家壩-上海，錦屏-蘇南，溪洛渡左岸-浙江金華，雅中-江西 ±800kv 直流、±500 千伏德陽-寶雞直流和烏東德-廣東廣西特高壓多端柔性直流示范工 程。

與 500 千伏川渝聯(lián)網(wǎng)和川藏聯(lián)網(wǎng)輸電線路形成“六直八交”的輸電格局，最大外送能 力超過 3800 萬千瓦，2021 年外送電量 1368 億千瓦時。

2022 年 3 月，白鶴灘-浙江±800 千伏特高壓直流輸電工程湖州市吳興區(qū)境內(nèi)率先貫 通；同年 4 月，白鶴灘-江蘇±800 千伏特高壓直流輸電線路進入驗收階段。

四川省十四五 期間“八交八直”的輸電格局開啟，預(yù)計 2025 年四川省外送電量將達到 2634 億千瓦 時。

值得注意的是，擁有專屬配套輸電線路的外送電源，在規(guī)劃初期即納入落地端省份 中長期電源規(guī)劃，因此可以視為落地端省份電源，難以對四川省省內(nèi)電量供給形成支撐。

省內(nèi)用電端：“十四五”經(jīng)濟發(fā)展目標(biāo)帶來較高的用電需求增長。2021 年四川省全 社會用電量 3275 億千瓦時，同比增長 14%，2016-2021 年四川省全社會用電量復(fù)合增 速達 9.28%。

在省內(nèi)消納的裝機量沒有顯著增長的格局下，用電量增長導(dǎo)致水電消納情況 好轉(zhuǎn)。 根據(jù)四川電力交易中心，2021 年四川全網(wǎng)累計裝機棄水量 97.44 億千瓦時，同比下 降 22.66%。

2021 年四川省政府工作報告提出十四五期間四川省年 GDP 目標(biāo)增速 6%，2021 年四川 GDP 同比增速 8.2%，全社會用電量同比增速 14.3%。

根據(jù)現(xiàn)有研究結(jié) 論，電力需求與 GDP 增速存在長期協(xié)整關(guān)系，需求彈性約為 0.81。我們根據(jù)《四川省 “十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》，假設(shè)“十四五”期間四川省全社會用電量年增速約為 5.25%。以此推算到 2025 年四川省全社會用電需求約為 3700 億千瓦時，用電需求快速 增長。

發(fā)電端：“十四五”期間新投產(chǎn)水電主要滿足外送需求，其他電源暫時難擔(dān)大任。一 方面，四川省內(nèi)消納的在建水電工程多在 2025 年后集中投產(chǎn)，火電雖是四川省第二大電 源但整體規(guī)模較小且主要用于調(diào)峰；

另一方面，全省新能源裝機規(guī)模僅為 722 萬千瓦（風(fēng) 電 527 萬千瓦，光伏 195 萬千瓦），雖然四川省“十四五”規(guī)劃提出要在 2025 年之前 建成 1000 萬千瓦風(fēng)電和 1000 萬千瓦光伏的目標(biāo)，但是新能源發(fā)電的穩(wěn)定性和經(jīng)濟性問 題制約了這部分電源滿足用電需求的能力。

“十四五”期間四川省水電消納情況有望進一步改善。根據(jù)以上分析，我們對四川省 進行供需平衡的測算。

由于清潔能源消納在火電之前，當(dāng)清潔能源發(fā)電無法滿足用電需求 時，火電廠便會開工發(fā)電，因此火電利用小時數(shù)的提高往往意味著整體電力供需格局趨 緊，側(cè)面說明水電消納格局改善。

我們測算供需平衡的核心邏輯就是根據(jù)未來四川省外送 電量和用電量規(guī)模倒推供需平衡狀態(tài)下的發(fā)電量，同時在給定除了火電以外的其他電源的 發(fā)電能力的情況下，倒推為了使得四川省電力供需達到均衡需要的火電發(fā)電量，進而倒推 火電利用小時數(shù)變化。

根據(jù)《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》，我們假設(shè)“十四五”末四川省水電裝機容 量 10500 萬千瓦，火電裝機 2300 萬千瓦(含煤電、氣電、生物質(zhì)發(fā)電等)，風(fēng)電發(fā)電裝機 1000 萬千瓦，光伏發(fā)電裝機 1200 萬千瓦。

水電平均利用小時 4600 小時、風(fēng)電平均利用 小時 2600 小時、光伏平均利用小時 1600 小時，則火電平均利用小時需達到 6601 小時 才能夠滿足省內(nèi)用電量和外送電量的快速增長。

值得注意的是，四川省 2010 年以來最 高火電平均利用小時僅 4541 小時，火電需保持極高的利用小時數(shù)才能勉強平衡，四川省 十四五期間存在確定性用電缺口。

電力供需緊平衡情況下，市場化交易電價有望提高。隨著電力消納形勢好轉(zhuǎn)，四川省 水電上網(wǎng)電價在 2018-2020 年經(jīng)歷了下跌之后，2022 年同比大幅回升。

根據(jù) 2022 年四 川省市場年度交易結(jié)果，2022 年四川水電交易均價 0.224 元/千瓦時，較 2021 年上漲 0.02 元/千瓦時，同比上漲 10.16%。

其中，2022 年 1-2 月四川省火電累計利用小時 997 小時，同比增加 13.55%。綜上，我們認為 2022 年市場化電價上行主要因四川省內(nèi)供需 格局趨緊帶來的電力消納格局系統(tǒng)性好轉(zhuǎn)。

根據(jù)四川電力交易中心，四川省 2021 年參與 市場化交易電量占省內(nèi)用電量的 30%，我們假設(shè)平水期電價 0.25 元/千瓦時且 2022 年全 年水電市場化交易電價漲幅與水電年度交易均價漲幅一致（+10.16%）。

則國能大渡河公 司整體的電價水平增幅有望達到 3.18%。按國能大渡河 2021 年平均電價 0.266 元/千瓦 時計算，公司整體電價水平有望達到 0.274 元/千瓦時。

枯豐比失衡加劇供需矛盾 調(diào)節(jié)性水電站助力量價齊升

在整體電力供需偏向緊平衡的格局下，水電豐枯比失衡放大了供需矛盾。四川省水電 裝機中將近 80%都是徑流式水電站，不具備調(diào)節(jié)能力。

較差的調(diào)節(jié)能力導(dǎo)致四川省電力年 內(nèi)供給差異明顯，從過去六年平均發(fā)電量來看，四川省豐水期（6-10 月）發(fā)電量比例達 47%；平水期（5 月、11 月）發(fā)電量比例為 19%；

枯水期（12-4 月）發(fā)電量比例為 34%，枯豐比為 0.73。然而從用電需求結(jié)構(gòu)來看，四川省全社會用電量的枯豐期比例約為 0.87，發(fā)電量和用電量的時間錯配加劇了電力供需矛盾。

在用電需求不斷增長的環(huán)境下，枯豐期發(fā)電量差距導(dǎo)致枯水期省內(nèi)發(fā)電量無法滿足用 電需求，四川省枯水期外購電量規(guī)模逐年攀升。

2021 年，四川省省間外購電量達 123.68 億千瓦時，同比增長 103.15%，供需矛盾進一步凸顯。改善水電枯豐結(jié)構(gòu)，增加枯水期發(fā) 電量，對于緩解四川省電力供需具有重要價值。

調(diào)節(jié)性水電站平滑季節(jié)波動，雙江口建成后梯級補償效益顯著。通過在流域中建設(shè)多 個水電站，使得各個水庫之間聯(lián)合調(diào)度，能夠有效平滑水電發(fā)電量的季節(jié)波動，改善豐枯 比例。

當(dāng)預(yù)報水庫來水大于電站所有機組過流能力時，可以通過上游水庫提前攔蓄部分水 量，待下游水庫來水減小后，上游水庫再逐步釋放攔蓄水量，盡量讓來水都通過機組過 流，從而提高梯級電站的發(fā)電效益。

雙江口水電站正常蓄水位 2500m，總庫容 28.97 億 立方米，調(diào)節(jié)庫容高達 19.17 億立方米，具有年調(diào)節(jié)能力，可以在每年汛后進行蓄水，并 延遲汛前水位消落時間，從而提高下游水電站水頭，為下游水電站帶來豐厚的枯水期電量 增發(fā)效應(yīng)。

電量：雙江口水電站增發(fā)效應(yīng)有望超 100 億千瓦時。根據(jù)國能大渡河流域水電開發(fā)有 限公司測算，雙江口水庫投運后，與金剛川電站聯(lián)合調(diào)度可以實現(xiàn)全年增發(fā)效應(yīng)達 35 億 千瓦時。

雙江口水庫調(diào)節(jié)可使壩址處設(shè)計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，可使雙江口以下大渡河金川至銅街子等 22 個梯級電站枯水期發(fā)電量 增加 67 億千瓦時，增幅達 34.8%。

雙江口還同時增加長江三峽、葛洲壩電站發(fā)電 量 1.98 億千瓦時，累計發(fā)電效益超過 100 億千瓦時，充分體現(xiàn)梯級補償效益。

電價：供需趨緊疊加枯水期增發(fā)，平均上網(wǎng)電價有望進一步提升。大渡河流域水電被 定位于在四川省內(nèi)消納，省內(nèi)電量在各個水電站單獨核定上網(wǎng)電價的基礎(chǔ)上，部分參加市 場化交易。

一方面，在四川省確定性用電缺口的背景下，受市場化交易電價提升的影響， 存量機組上網(wǎng)電價有望提升；

另一方面，雙江口水電投產(chǎn)后能夠改善發(fā)電量的枯豐比例， 枯水期增發(fā)電量將直接提升大渡河流域的年度平均上網(wǎng)電價水平。

雙江口水電站投產(chǎn)后，公司上網(wǎng)電價水平有望提高 2.49%。根據(jù)我們測算，雙江口投 產(chǎn)后，國能大渡河公司存量電源枯水期發(fā)電量比例有望提高 6.72%，達到 36.42%。

在四 川省枯豐電價制度下，枯水期可以享受較高的上網(wǎng)電價水平，因此改善枯豐結(jié)構(gòu)對發(fā)電企 業(yè)盈利具有重大利好。

根據(jù)《關(guān)于調(diào)整四川電網(wǎng)豐枯峰谷電價政策有關(guān)事項的通知》，四 川水電上網(wǎng)電價在豐水期下調(diào) 24%，在枯水期上浮 24.5%。2021 年四川省參與市場化交 易電量占省內(nèi)用電量的 30%，

即便不考慮市場化電價上漲，僅考慮枯豐電價制度的情況 下，按國能大渡河公司 2021 年平均電價 0.266 元/千瓦時計算，雙江口水電站投產(chǎn)有望 使整體電價水平抬升至 0.273 元/千瓦時，電價上漲幅度達 2.49%?；诖?，即便不考慮 增發(fā)電量，電價提高 2.49%可以帶來 2.25 億元的凈利潤增長。

新能源：常規(guī)能源多能互補 支撐十四五高規(guī)格目標(biāo)，傳統(tǒng)能源仍是新能源發(fā)展的重要支撐

我國雙碳轉(zhuǎn)型仍處于起步階段，傳統(tǒng)能源依然是保證電力供應(yīng)和電力系統(tǒng)安全的核 心。新能源出力具有難預(yù)測、不穩(wěn)定、不受控等缺點，無法根據(jù)實際需要隨時隨地提供或 改變供應(yīng)量，導(dǎo)致新能源存在三個明顯的問題：

在需要頂峰供電時新能源無法提供 足夠的電力；新能源利用小時數(shù)遠低于傳統(tǒng)能源；新能源出力不穩(wěn)定造成對系 統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提高。新能源裝機比例不斷上升導(dǎo)致上述缺點加速放大，電力系統(tǒng)安全性面臨 挑戰(zhàn)。

通常可以有如下方式解決上述問題：增加或利用煤電、水電等傳統(tǒng)能源的靈 活性；新建抽水蓄能、燃氣發(fā)電、新型儲能等靈活性電源；在系統(tǒng)調(diào)節(jié)緊張時 段煤電停機或棄水、棄風(fēng)、棄光；發(fā)揮需求側(cè)響應(yīng)能力，削減負荷。

煤電依然是最重要的調(diào)峰電源，現(xiàn)階段成本仍然具有優(yōu)勢。我國抽水蓄能、燃氣發(fā)電 等靈活性電源比例相比于發(fā)達國家明顯偏低，盡管存在一定缺陷，但煤電依然是我國最重 要的調(diào)峰電源。

根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，目前我國在運煤電機組一般最小出力為 50%-60%，冬 季供熱期僅能低至 75%-85%，煤電的調(diào)峰能力十分有限，通過靈活性改造，最小技術(shù)出 力可低至 30%-35%額定容量，部分機組可以低至 20%-25%，熱電聯(lián)產(chǎn)機組最小技術(shù)出 力達到 40%-50%額定容量。

目前煤電靈活性改造成本約 500-1500 元/kW，與抽水蓄 能 6000 元/kW 和新型儲能 2000 元/kW 的成本相比有明顯優(yōu)勢，考慮到煤電利用小時數(shù) 更高，實際度電成本優(yōu)勢更加突出。

水電調(diào)峰功能占比有望迅速增加，助力解決新型電力系統(tǒng)消納問題。由于啟停迅速、 調(diào)峰過程無額外能量損失和零碳能源的特征，水電的靈活性與調(diào)峰能力有望進一步發(fā)揮，成為整個電力系統(tǒng)的穩(wěn)定器。

擁有水庫的水電具有天然的調(diào)節(jié)能力，通過在新能源出力較 大時刻蓄水減少發(fā)電量，新能源出力較小時放水增大發(fā)電量，可以有效調(diào)節(jié)新能源波動。

水電爬坡能力強，調(diào)節(jié)效率更高，調(diào)節(jié)的容量更大，時間也更長，是非常優(yōu)秀的調(diào)節(jié)電 源。但水電調(diào)節(jié)能力受來水、庫容、航運、水利等因素限制，參與調(diào)節(jié)也有一定的缺陷。

水電靈活性價值將在電力體制改革中逐漸顯現(xiàn)，但現(xiàn)階段可以通過水風(fēng)光多能互補方式提 前體現(xiàn)。且水電搭配新能源無需對水電站做額外的升級改造，成本方面也擁有巨大優(yōu)勢。

煤電調(diào)節(jié)能力地位得到發(fā)改委確認，搭配新能源享受優(yōu)先并網(wǎng)權(quán)限。2021 年 8 月國 家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通 知》。

文中明確將開展靈活性改造的煤電納入調(diào)峰能力范疇，且超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng) 以外的規(guī)模初期按照功率 15%的掛鉤比例（時長 4 小時以上）配建調(diào)峰能力，按照 20% 以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。

多能互補基地納入全國“十四五”規(guī)劃，國能大渡河充分受益。2021 年 3 月兩會通 過的“十四五”規(guī)劃綱要中，明確提及“建設(shè)一批多能互補的清潔能源基地”。

同月，國 家發(fā)改委、能源局同月發(fā)布的《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意 見》中也著重提及“論證優(yōu)先利用水電調(diào)節(jié)性能消納近區(qū)風(fēng)光電力、增加儲能設(shè)施的必要 性和可行性，鼓勵通過龍頭電站建設(shè)優(yōu)化出力特性，實現(xiàn)就近打捆”。

2021 年 6 月，大 渡河公司與四川省阿壩州政府簽署了“千萬千瓦綜合能源試點基地”合作備忘錄，共同打 造大渡河上游國家級千萬千瓦“水風(fēng)光一體化綜合能源試點基地”。

我們認為，水風(fēng)光大 基地的建設(shè)既能夠充分發(fā)揮水電靈活性，減少調(diào)峰棄水，又能夠增加枯水期發(fā)電量，進一 步實現(xiàn)量價齊升。

十四五全新戰(zhàn)略目標(biāo) 傳統(tǒng)能源支撐下項目獲取能力優(yōu)異

集團新能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)明確，旗下核心新能源平臺責(zé)無旁貸。截至 2020 年底，國家能 源集團總裝機 2.57 億千瓦，其中可再生能源占比 18.56%。

2021 年年初，國家能源集團 在國家雙碳戰(zhàn)略下明確“十四五”時期新增新能源裝機 7000-8000 萬千瓦目標(biāo)，并由各 子公司完成。公司與龍源電力、國華投資共同作為集團旗下新能源發(fā)展的三駕馬車，必將 擔(dān)起集團新能源裝機目標(biāo)大任。

2021 年 4 月，公司在年報明確提出“加快低碳化轉(zhuǎn)型” 戰(zhàn)略目標(biāo)，“十四五”期間新增新能源裝機 3500 萬千瓦，清潔能源裝機占比達到 40% 以上。裝機目標(biāo)遠超前期規(guī)劃的 1500 萬千瓦，彰顯公司新能源轉(zhuǎn)型的決心與信心。

公司常規(guī)能源遍布全國，為新能源項目獲取提供便利。公司常規(guī)能源遍布國內(nèi) 20 余 個省份，為當(dāng)?shù)匦履茉错椖揩@取提供便利。水電方面，公司大渡河流域龍頭水庫雙江口水 電站于“十四五”投產(chǎn)后將顯著增加流域調(diào)節(jié)能力；

同時水電有助于獲取抽水蓄能項目資 源，目前公司已在安徽、廣西、江西獲得 3 個抽水蓄能電站共 360 萬千瓦開發(fā)權(quán)。

火電方 面，國家能源局明確要求大型風(fēng)光基地項目配套煤電靈活性改造，公司火電資產(chǎn)在內(nèi)蒙 古、寧夏、浙江、云南等區(qū)域重點布置，公司積極實施“火電+新能源+調(diào)峰”戰(zhàn)略獲取 基地項目資源。

我們認為，新型電力系統(tǒng)下需要建設(shè)多能互補能源結(jié)構(gòu)，在政策支持與實 際應(yīng)用中，公司常規(guī)能源都將為新能源項目資源獲取提供有力競爭力。

公司堅持基地式、場站式、分布式項目全面推進，資源獲取能力優(yōu)異。2021 年，公 司成立新能源基地專班，全力謀劃新能源基地開發(fā)和送出線路配套項目建設(shè)，成功取得神 府至河北南網(wǎng) 140 萬千瓦、蒙西至天津南 60 萬千瓦、青海海西烏蘭 300 萬千瓦新能源建 設(shè)指標(biāo)；

持續(xù)推進“場站式”項目開發(fā)，發(fā)揮區(qū)位優(yōu)勢和資源優(yōu)勢，發(fā)揮調(diào)峰和儲能優(yōu) 勢，布局搶占項目資源，取得 21 個場站式項目競爭性配置指標(biāo)；在縣域分布式光伏方面 推進 7 個縣（市、區(qū)）列入國家首批試點清單。

公司在 2020-2021 年大規(guī)模簽約新能源項目，彰顯公司十四五清潔能源轉(zhuǎn)型信心， 同期國家能源集團共獲得 45GW 項目，公司簽約項目占據(jù)集團 56%，體現(xiàn)集團對公司多 能互補裝機結(jié)構(gòu)的傾斜；

公司優(yōu)越的煤電一體化與持續(xù)修復(fù)的水電資產(chǎn)，為新能源 項目獲取雪中送炭，公司有望打造集團常規(guī)電力能源轉(zhuǎn)型排頭兵、新能源發(fā)展主力軍。

常規(guī)能源提供足額現(xiàn)金流 新能源項目建設(shè)有力保障

公司常規(guī)能源充裕的現(xiàn)金流將為新能源轉(zhuǎn)型提供有力保障。公司大容量火電與水電資 產(chǎn)提供充?，F(xiàn)金流，為公司“十四五”高規(guī)格新能源裝機目標(biāo)提供現(xiàn)金支持。

從業(yè)績來 看，公司火電板塊 2021 年凈利潤虧損 59 億元，計提資產(chǎn)減值損失 12 億元，折舊成本 113 億元；水電板塊 2021 年凈利潤 25 億元，其他折舊 56 億元。

極高折舊給予公司火電 板塊足夠厚的現(xiàn)金流安全墊，在當(dāng)前煤價維持高位的背景下，我們預(yù)測即便是在最保守的 假設(shè)下，即“十四五”期間公司火電資產(chǎn)會計利潤為零。

公司內(nèi)生現(xiàn)金流仍能支撐公司 3500 萬千瓦新能源新增裝機所需資本金，公司對股權(quán)融資的依賴程度較低，構(gòu)成公司相 比其他新能源運營龍頭的一大核心優(yōu)勢：

新能源資本金需求：“十四五”期間新增 3500 萬千瓦新能源裝機，按照 30%風(fēng) 電、平均造價 6000 元/千瓦，70%光伏、平均造價 3500 元/千瓦計算，需要總資本開支 1488 億元，按照 30%資本金比例計算，需要資本金 446 億元；

煤電板塊現(xiàn)金流：極端保守假設(shè)整個“十四五”期間公司煤電板塊會計利潤為 零，暫未考慮債務(wù)，則至少回收折舊對應(yīng)的權(quán)益現(xiàn)金流 113*4=452 億元（2022-2025 共 四年，下同）；

水電板塊現(xiàn)金流：公司 2021 年水電板塊實現(xiàn)凈利潤 25 億元，未單獨披露水電折 舊，不考慮新增水電機組投產(chǎn)，在不考慮折舊情形下（在后文單獨考慮），則“十四五” 期間公司現(xiàn)有水電裝機可產(chǎn)生權(quán)益現(xiàn)金流 25*4=100 億元；

新能源板塊現(xiàn)金流：公司 2021 年新能源板塊實現(xiàn)凈利潤 13 億元，未單獨披露新 能源折舊，在不考慮折舊情形下（在后文單獨考慮），不考慮補貼拖欠。由此測算“十四 五”期間公司現(xiàn)有新能源裝機可產(chǎn)生權(quán)益現(xiàn)金流 13*4=52 億元；

公司未單獨披露水電與新能源板塊折舊數(shù)據(jù)，但披露“其他行業(yè)折舊”，并維持在 50-56 億元/年，根據(jù)公司 2017-2021 年可再生能源控股裝機數(shù)據(jù)。

我們合理推測其他行 業(yè)折舊主要為公司可再生能源裝機折舊，以 2021 年折舊 56 億元為基準(zhǔn)，由此測算“十 四五”期間公司現(xiàn)有可再生能源裝機可產(chǎn)生權(quán)益現(xiàn)金流 56*4=224 億元；

由于公司“十四五”期間火電技術(shù)改造任務(wù)較重，我們考慮技改及購零支出，以 2021 年 64 億為基準(zhǔn)，按照 30%資本金，則“十四五”期間技改及購零產(chǎn)生權(quán)益現(xiàn)金流 出 64*30%*4=77 億元。

綜上，即便不考慮新增新能源裝機帶來的現(xiàn)金流滾雪球式增長，不考慮 2021 年公司 投產(chǎn)的 189.8 萬千瓦新能源項目，2022-2025 年，公司現(xiàn)有火電、水電以及新能源機組 最低產(chǎn)生合計 828 億元現(xiàn)金流。

考慮技改支出 77 億元，仍能完全覆蓋 446 億元新增資本 開支，剩余 305 億元可靈活用于分紅及償還債務(wù)，公司基本不依賴股權(quán)融資。

盈利預(yù)測

公司當(dāng)前 PE、PB 均處于歷史最低分位附近。我們復(fù)盤了公司過去五年的股價表現(xiàn)， 發(fā)現(xiàn)公司歷史估值水平波動較大，PE 在 9x-37x 之間波動。公司當(dāng)前 PE-TTM -27.6 倍， PB 1.2 倍。

我們假設(shè)公司 2022-2024 年經(jīng)營數(shù)據(jù)如下：

結(jié)合當(dāng)前電力及煤炭供需情況，假設(shè)公司火電機組 2022-2024 年控股裝機量分別為 7840、8040 和 8090 萬千瓦，平均利用小時數(shù)分別為 5046、5246 和 5316，單位燃料 成本分別同比變化 10%、-2%和-2%，平均上網(wǎng)電價分別同比變化 15%、0%和 0%。

結(jié)合四川省電力供需格局與公司水電新增投產(chǎn)，我們假設(shè)公司水電機組 2022-2024 年控股裝機分別為 1497、1497、1611 萬千瓦，平均利用小時數(shù)分別為 3933、4138 和 3946 小時。

結(jié)合公司新能源項目獲取及開工情況，假設(shè)公司風(fēng)電機組 2022-2024 年新投產(chǎn)裝機 容量分別為 2、4 和 5GW，光伏新增裝機 2.8、4 和 5GW。

由此，我們預(yù)計公司 2022-2024 年營業(yè)收入分別為 1927、2091 和 2208 億元，同 比增速 14.6%、8.5%和 5.6%，歸母凈利潤預(yù)測分別為 45、59.8 和 75.2 億元，當(dāng)前股價 對應(yīng) PE 分別為 11、8 和 7 倍。