新能源发展规划大幅上调，多能互补成长可期

国家能源集团下核心电力平台之一，多能互补优势凸显：公司是国家能源集团下核心常规发电业务上市平台，覆盖火电、水电、风电、光伏多个业务板块。随着新能源装机的陆续投产，2021年清洁能源权益装机占比已达到33.94%，火电、水电、新能源权益装机分别达到32.88GW、10.42GW、6.47GW。2021年公司由于高煤价拖累业绩，全年实现营业收入1681.85亿元，同比增加16.55%，实现归母净利润-18.45亿元，同比下降146.48%；2022年一季度业绩反弹，实现营业收入467.84亿元，同比增长19.83%，归母净利润由负转正，达到10.56亿元。 积极转型新能源，上调规划目标彰显发展信心：目前公司新能源装机以风电为主，截至2021年公司风电、光伏控股装机分别为7.07GW和0.37GW，根据公司“十四五”规划，公司计划在“十四五”期间新增新能源装机规模35GW，其中，2022年公司计划投产4.84GW，我们预计2023-2025年期间将年均投产近10GW新能源项目。从项目获取情况看，根据公司公告 ，公司2021年已完成核准或备案新能源项目6.56GW，同时我们通过公司官网披露的信息统计2021年公司新能源签约项目达到8.46GW，项目储备丰富。 水电坐拥大渡河流域开发权，看好盈利能力提升空间：截至2021年公司水电控股装机达到14.97GW，其中大渡河流域装机11.74GW。目前公司在大渡河流域仍有3.52GW在建项目以及2.93GW待建项目，装机容量仍有提升空间。受到送出通道能力不足、上网电价较低、联合调度能力不足等方面因素影响，目前公司水电机组盈利能力较低，2021年水电单GW净利润仅为1.73亿元，未来随着四川省特高压工程持续推进、用电需求增长以及双江口水电站（年调节水库）的投产，我们预计公司水电板块盈利能力提升空间较大。 火电盈利能力领先，煤价下行背景下有望率先获益：公司充分受益于集团煤电一体化优势，在燃料保供与成本方面具备优势，2017-2021年公司度电燃料成本相比于可比公司低0.04元/kWh以上。受益于成本优势，在2021年煤价高涨背景下公司火电业务亏损幅度相对较小，度电毛利约为-6.29元/MWh，优于国内其他大型火电企业。2022年随着煤价进入下行区间，叠加电价确定性上浮，我们认为公司有望进一步受益于其燃料成本优势，在2022年实现较大幅度业绩反弹。 投资建议：公司作为国家能源集团下重要的常规能源发电整合业务平台，将积极转型新能源发电，大幅上调“十四五”期间新能源规划，叠加其多能互补优势，我们预计公司业绩成长空间大。我们预计公司2022年-2024年的收入分别为1823.2亿元、1908.4亿元、2054.1亿元，增速分别为8.4%、4.7%、7.6%，净利润分别为50.28亿元、68.36亿元、90.79亿元，增速分别为172.5%、36.0%、32.8%；首次给予买入-A的投资评级，6个月目标价为3.6元。 风险提示：煤价持续上涨风险、政策推动不及预期风险、新能源项目建设进度不及预期风险 1.背靠国家能源集团，国内火电龙头积极转型 1.1.火电龙头多能互补，新能源占比持续提升 国电电力是国家能源集团旗下核心常规能源发电业务上市平台之一，覆盖火电、水电、风电、光伏多个业务板块，多能互补优势明显。作为国内老牌大型电力企业，火电仍占主导地位，截止2021年底，公司控股装机容量达到99.8GW，其中火电77.4GW（包括煤电76.38GW以及气电1.02GW）、水电14.97GW、风电7.07GW以及光伏0.37GW；各板块权益装机容量为49.77GW，其中，火电32.88GW（包括煤电32.38GW、气电0.5GW），占比66.06%；水电10.42GW、风电6.18GW、光伏0.29GW，水风光等非化石能源权益装机合计16.89GW，占比33.94%，已超过三分之一。 图1：近5年公司各板块控股装机容量（万千瓦） 图2：2021年公司各板块权益装机容量（万千瓦） 从发电量及营业收入结构分析，受到全国性缺电限电影响，电力保供需求下，2021年火电发电量实现较大幅度提升，达到3895.91亿千瓦时，同比增长11.94%。受到来水偏枯影响，2021年水电发电量为588.78亿千瓦时，同比下滑4.17%。风电、光伏发电量稳步增长，2021年分别达到151.97亿千瓦时和4.29亿千瓦时。营业收入方面，火电仍为公司主要收入来源，2021年公司火电、水电、新能源三大主营业务营业收入分别占公司总营收的85%、7%和4%，煤炭业务占比3%左右。 图3：近5年公司各板块发电量情况（亿千瓦时） 图4：2021年公司各板块营业收入占比 公司电力业务在全国范围布局，为后续开拓新能源业务领域打下坚实基础。根据公司公告，截至2021年，公司电力装机分布在全国28个省份（包括直辖市和自治区），其中火电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，具备地域优势；水电主要集中于大渡河流域。电力装机在全国范围布局有利于公司以多能互补为优势，提升在各地区获取新能源项目的竞争力，力争“十四五”期间大力拓展新能源发电的目标实现。 图5：公司产业分布 1.2.国家能源集团旗下重要能源上市平台 公司控股股东为国家能源投资集团，截至2022年一季报，国家能源集团对公司持股比例为50.68%，公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会，对国家能源投资集团100%控股。 图6：公司股权架构示意图 背靠大型能源集团，股东背景优势凸显。公司控股股东国家能源投资集团是于2017年由中国国电集团与神华集团联合重组而成的国内大型能源集团。其中国电集团原为国内五大发电集团之一、神华集团为国内最大的煤炭生产销售集团。根据国家能源投资集团官网，2020年集团资产总额已达到17881亿元，煤炭产量5.3亿吨，电力总装机量2.57亿千瓦，发电量9828亿千瓦时，资产总量位居五大发电集团之首。目前国家能源集团旗下共有7家直接持股上市公司，其中中国神华、龙源电力以及国电电力市值最高，为国家能源集团核心上市平台，三家上市公司分别主营煤炭业务、新能源发电业务以及常规能源发电业务。 表1：国家能源集团旗下上市平台情况 1.3.优质资产经营稳健，2022业绩有望实现反弹 量价齐升收入稳健增长，成本端阶段性承压拖累业绩。根据年报披露，2021年公司营业收入1681.85亿元，同比增加16.55%，2017-2021年CAGR为29.48%；2022年一季度营收为467.84亿元，同比增长19.83%。2021年受全国缺电限电以及公司装机量提升的影响，公司累计实现发电量4640.96亿千瓦时，上网电量4403.79亿千瓦时，同比增长分别达9.69%和9.74%。2021年平均上网电价0.36元/千瓦时；2022一季度提升为0.45元/千瓦时，同比增长23.9%，环比增长15.39%，市场化交易电量比例达94.1%。2021年公司归母净利润为-19.68亿元，同比减少146.48%；2022年一季度实现扭亏为盈，达到10.56亿元。2021年公司归母净利润的大幅亏损主要受到煤价高涨影响，火电业务板块亏损较为严重。 图7：公司近五年营业收入及增速（亿元，%） 图8：公司近五年归母净利润及增速（亿元，%） 2021年公司毛利率及净利率出现较大幅度下滑，分别为7.25%和-2.03%，2022年一季度煤炭均价较去年三、四季度有所下滑，公司背靠国家能源集团实现煤电一体化，燃料成本以及高盈利能力优势凸显，毛利率及净利率迅速回升，分别达到13.43%和5.98%。 图9：公司毛利率与净利率水平 图10：公司2021年各业务毛利率水平 资产与信用减值，对业绩造成一定影响。近几年公司持续关停产能落后机组，多次进行重大资产减值和信用减值，2017-2020年公司资产减值13.33亿元、35.14亿元、15.71亿元、16.08亿元。2021年公司进一步计提资产减值损失18.42亿元，减值资产包括受河北邯郸“退城进郊”政策指导关停的邯郸热电厂等设施，共计减值8.55亿元；及公司下属大同第二发电厂机组拟关停，减值3.93亿元。此外，自2019年起公司计提了较大额度的信用减值损失，2019-2021年分别计提28.63亿元、44.38亿元、32.91亿元，主要由于子公司经营不善，停产破产导致，2020年宣威公司及宁夏太阳能公司破产清算，2021年内蒙古晶阳能源公司破产清算。连续多年进行重大减值后公司机组质量及资产质量有望明显提升，后续资产减值压力有望减轻。 图11：2017-2021年公司资产减值及信用减值损失（亿元） 公司经营活动现金流维稳。根据年报披露，2021年公司现金流241.8亿元，同比减少33.8%，资产负债率72.06%，同比上升5.23个百分点。公司近年来逐步投建新能源项目增加了现金流投入。在2021年煤价出现历史级别上涨，火电普遍大幅亏损背景下公司经营性现金流仍然保持200亿元以上，具备较强的造血能力。 图12：公司近五年经营活动现金流（亿元） 图13：公司资产负债率（%） 2.积极转型新能源，向高增长赛道切换 2.1.火电企业自带调峰优势，转型新能源大势所趋 政策推动叠加产业趋势，新能源投产高峰已至。自习总书记在2020年9月在联合国大会上发表讲话提出:“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”后我国发布一系列推动新能源发展相关政策，根据国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案通知》，要求到2030年，风电、太阳能装机容量达到12亿千瓦以上（2021年底仅6.35亿千瓦）。同时，随着风光产业链趋于成熟，降本趋势明显，且风光平价下补贴不确定性因素减弱，政策推动以及产业趋势下未来新能源仍有极大拓展空间。 图14：2015年以来全国风电装机容量（万千瓦） 图15：2015年以来全国光伏装机容量（万千瓦） 火电企业自带调峰优势，有望通过灵活性改造的方式获得更多风电和光伏的开发权。风电光伏发电波动性较大，储能调峰需求大幅提升，目前主流解决方式包括电源侧调峰、储能及特高压线建设等。电源侧调峰应用范围较广，可以提升电力系统的灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。由于风光发电缺乏稳定性，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。目前主流的调峰方式有以下几种: 1)抽水蓄能; 2)电化学储能；3）火电灵活性改造。其中，抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高，火电灵活性改造是更适合北方地区的高性价比的调峰方式。由于我国煤炭资源的分布呈现“北富南贫，西多东少”的特征，火力发电厂主要集中在山东、内蒙古、河南、山西等省份，装机容量占全国总装机的60%左右，同时北方风电光伏资源也十分丰富，截至2020年底，内蒙古、新疆、河北、山西、和山东的风电装机容量稳居全国前五，北方风电装机容量占全国总装机容量的90%以上。因此，因地制宜的开展火电灵活性改造对于我国资源分布现状来说是更为经济可行的新能源调峰方式。 图16：电力系统灵活性 政策推动下火电企业有望通过灵活性改造在获取风电、光伏开发权方面具备优势。“十四五”期间我国将大力发展火电灵活性改造，根据国家能源局于2021年11月发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。同时，部分省份例如内蒙古、新疆均发布推动火电灵活性改造促进新能源消纳相关政策：内蒙古发改委提出拥有燃煤机组的发电企业实施火电灵活性改造后，按增加调峰空间的不低于50%比例建设“市场型”消纳的新能源电源；新疆发改委提出对实施灵活性改造的公用机组按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍配臵新能源规模。政策推动下火电企业有望通过对存量火电机组进行灵活性改造获取更大新能源项目配臵规模。 表2：