火电盈利修复+风光新能源转型加速，中长期成长曲线清晰

公司系国家能源集团旗下常规发电业务上市平台，立足火电转型新能源。公司背靠国家能源集团，与集团下属子公司中国神华形成长期稳定的煤炭供应关系，协同优势明显。截至2021年底，公司总控股装机为9980.9万千瓦，同比增加13. 4%，其中火电、水电、风电、光伏的控股装机分别为7740、1497.2、707.1、3 6.6万千瓦，其中清洁能源装机同比增幅较快。“十四五”期间公司将大力发展清洁能源业务，2025年将实现清洁能源装机占比达到40%以上。2021年在公司火电业务出现亏损的背景下，水电、新能源成为主要利润来源，分别贡献利润25、13亿元。随着公司新能源转型进程的推进，火电的稳定供应以及新能源不受燃料成本影响的多能优势互补优势将进一步凸显 煤价稳价保供，火电有望迎来盈利修复。2021年煤炭价格创历史高位，公司火电板块营业成本同比上升40.1%，业绩出现亏损。但受益于机组灵活性改造以及与中国神华的煤电协同，公司火电业务的度电成本优于同业其他企业，亏损相对较小。随着煤炭保供、煤价合理价格区间以及市场化交易电价浮动范围上调等一系列政策落地，公司火电板块毛利率将逐步回升，业绩有望改善。 “十四五”期间风光新能源规划新增装机35GW，低碳化转型提速。截至2021年底，公司拥有风电、光伏装机707.1、36.6万千瓦。同时公司公布“十四五”新能源装机规划，2022年预计将投产484.21万千瓦，“十四五”期间新增新风电、光伏装机3500万千瓦。据我们测算，至2025年公司新能源装机总量将达到4154.3万千瓦，未来4年CAGR为53.7%。公司获取新能源项目能力出色，截止2021年底已完成核准或备案新能源装机超过650万千瓦，2022年公司计划将获取新能源资源超过1000万千瓦，核准930.96万千瓦，开工665.94万千瓦。 随着火电的盈利修复，将为新能源项目建设提供稳定现金流保障，新能源体量的大幅增加也将为公司贡献更丰厚的业绩。 公司水电业绩持续增长可期。公司水电业务主要集中在大渡河流域，水量丰富。 截至2021年底，公司水电装机1497.2万千瓦，同比增加4.2%。同时拥有在建水电机组394.7万千瓦。未来随着大渡河上游双江口电站的投产以及外送特高压通道的完工，公司水电板块业绩有望持续增长。 投资建议：公司作为国内装机规模前列的发电企业，未来在火电市场化交易电量占比继续提升以及煤炭长协保供力度加大的背景下，公司主要的火电业务有望扭亏。同时，公司大力转型新能源，随着“十四五”期间风光新能源装机35GW的逐渐落地，将为公司贡献新的业绩增量。预计2022-2024年公司营业收入分别为1769.88、1877.84、1996.26亿元，分别同比增长5.23%、6.10%、6.31%。归母净利润分别为65.09、87.03、113.97亿元，分别同比增长452.71%、33.7 1%、30.96%；EPS分别为0.36、0.49、0.64，对应PE分别为9.07、6.78、5.1 8倍。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价回落速度不及预期、政策落实情况不及预期、新能源装机投产不及预期、研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 1、公司概况：立足火电，转型新能源 国电电力为国家能源集团常规能源发电资产整合平台和核心上市公司之一，实际控制人为国资委。2017年8月，中国国电集团和神华集团合并重组为国家能源集团，其二者作为原国家五大发电集团之一与国内最大的煤炭生产企业，重组后的国家能源集团在电力行业，尤其是火电行业形成产业链优势互补，形成了煤电联营的同一主体。自此，同属国家能源集团旗下的中国神华与国电电力形成了长期稳定的煤炭供应关系，协同优势显著。 公司主营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电等领域。公司成立于1992年，前身为东北热电有限公司，于1997年在A股上市，2000年重组为国电电力发展股份有限公司。初期公司主营业务为火电经营，2009年在“大力发展新能源引领企业转型战略”下开始涉猎新能源发电产业。 图表1：公司股权结构 控股装机规模持续增长，清洁能源装机增速上升。据公司年报，截至2021年底，公司总控股装机达到9980.9万千瓦，同比增加13.4%。其中火电装机7740万千瓦，占比77.5%，仍为公司最主要发电方式；此外，公司大力发展可再生能源业务，2021年，公司清洁能源装机总量（不包含燃气机组）为2240.9万千瓦，同比上涨7.1%，占比接近总装机的1/4。其中水电装机1497.2万千瓦，风电装机707.1万千瓦，光伏装机36.6万千瓦，占总装机比重分别为15%、7%和0.37%。 图表2：2016-2021年公司控股装机容量 图表3：2021年公司控股装机规模结构 图表4：2016-2021年公司清洁能源装机容量 利用小时数呈上升趋势，上网电量大幅提升。利用小时数方面，2021年公司发电设备平均利用小时数为4730小时，较去年提高369小时。 同时公司83.4%的火电项目开拓了热力市场，全年完成供热量18248万吉焦，同比增长2.3%。装机容量、利用小时数的提升带来发电量、上网电量的增加。2021年公司累计完成发电量4641亿千瓦时、上网电量4404亿千瓦时，较上年分别同比增长9.69%、9.74%。除水电项目受到来水影响，发电量、上网电量同比下降4.17%、4.2%外，火电、风电、光伏发电量分别同比增加11.94%、14.32%、34.47%；上网电量分别同比增加12.14%、14.25%和31.4%。 图表5：2016-2021年公司整体及各电源利用小时数 图表6：2016-2021年公司各类电源发电量（亿千瓦时） 图表7：2016-2021年公司各类电源上网电量（亿千瓦时） 受火电拖累，公司业绩下降，新能源成为利润主要来源。公司2021年实现总营业收入1681.9亿元，同比增加16.6%，2022Q1，实现营收467.84亿元，同比增长19.8%；2021年实现归母净利润-19.7亿元，同比下降146.5%，主要系燃煤价格上涨导致公司火力发电业务营业成本较去年同期上升所致，2022Q1归母净利润扭亏为盈，为10.36亿元。 2021年公司火电业务的入炉标煤单价为900.42元/吨，同比增长291.49元/吨，涨幅47.87%。 电力为公司主要的收入来源，近5年占公司总营收的比重均超过85%，2021年进一步上涨至94.5%，公司其他业务则包含热力、化工、煤炭销售等行业；在电力行业收入中，火电业务收入占比最大，2021年占公司电力行业营收比重达85%。因此，煤价持续走高造成公司火电板块业绩由盈转亏是公司整体净利润下降的主要原因，该部分净利润亏损59亿元；水电、新能源成为公司利润主要来源，分别贡献利润25亿元和13亿元。 图表8：2016-2021年公司火电业务入炉标煤单价（元/吨） 图表9：2016-2021年公司营业收入 图表10：2016-2021年归母净利润 图表11：2016-2021年公司不同业务营收情况（亿元） 图表12：2016-2021年公司电力行业各项业务营收占比 2、火电：煤价、电价政策陆续出台，火电有望迎来盈利修复 2021年，由于电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，公司煤电业务亏损。港口5500大卡平仓含税价达到2600元/吨的历史高点，公司下属火电板块营业成本同比上升40.1%，尽管火电装机容量、利用小时数的提高带来发电量及相应营业收入上升，但煤价上涨致成本大幅增长，公司火电毛利率降至-1.8%，比去年减少15个百分点。 但在全火电行业低迷的大背景下，公司火电板块优质资产优势凸显。 随着公司火电灵活性改造的推进，近年来公司燃煤机组平均供电煤耗低于同业头部企业，2021年公司平均供电煤耗为295.47克/千瓦时，较上年下降2.61克/千瓦时。 图表13：2016-2021年各公司燃煤机组平均供电煤耗（克/千瓦时） 图表14：2021年各公司燃煤机组利用小时数（小时） 煤电协同有助于减少公司燃料成本压力。由于公司与中国神华为同一集团下属上市公司，可充分受益煤炭保供与成本优势。据公司年报，2021年公司共采购煤炭1.91亿吨，其中长协煤1.75亿吨，占比高达92%。公司全年向国家能源集团及其子公司购买燃料费用为870.16亿元，占整体火电燃料费用83.8%，得益于集团内部供应价格优势，近年公司火电度电燃料成本均为五大集团旗下核心火电公司低位，度电毛利相对较高。2022年公司预计年度长协合同覆盖率将达到100%，煤炭采购价格也将稳中有降。 图表15：2016-2021年各公司火电度电成本比较（元/千瓦时） 加强煤炭安全托底保障。煤价上涨的核心在于供求关系的失衡，但随着推动发电供热企业直供长协煤全覆盖、加快晋陕蒙地区优质产能释放等政策出台，全国的煤炭产量已于2021年10月出现明显增加。2022年4月国务院常务会议再次提出，今年将新增煤炭产能3亿吨，当前疫情因素仍对全国多地企业复工、复产造成较大影响，对电力的需求也暂未达到高值，煤炭供需紧张形势已较去年有所缓解。 图表16：我国月动力煤产量及月环比增速 图表17：我国全社会用电量及同比增速 稳定煤炭长协价格。除通过煤炭保供稳定煤价外，国家发改委于2022年2月24日发布《进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭中长期交易价格应在570元-770元的合理区间。该政策于今年5月1日正式执行，可有效改善煤炭成本高企的现状，保障火电企业的毛利率。 调整市场化电价浮动范围。2021年10月出台的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出实现煤电100%市场化交易，且煤电交易价格浮动范围扩大至上下浮动20%，高耗能企业不受20%限制。自此，如江苏、浙江等省份当地电力市场化交易价格较基准价均上涨达20%。随着电价市场化政策落地，有助于公司疏导成本压力，进一步扩大点火价差，促进火电盈利改善。 图表18：2021年后国家推出关于煤炭保供、稳价的政策及会议 公司煤电市场化交易电量占比将进一步提升，有助于疏导火电燃料成本压力。《国家发改委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。根据公司公告，2022Q1实现市场化交易电量占上网电量94.1%，同比提升40.1个百分点。在各省年度市场化交易电价实现较大上浮的背景下，公司市场化电量占比进一步提升将有助于公司减轻火电燃料成本压力，助力公司火电业务实现盈利修复。 图表19：2017-2022Q1公司市场化交易电量占比 煤价调控及煤炭保供政策推进，预计未来煤价或将逐步回落，叠加火电市场化交易电价上浮舒缓火电燃料成本压力，公司火电业务将实现逐步实现盈利。随着火电盈利改善，火电现金流水平转好，这将为公司发展风光新能源发电提供支撑，助力公司风光新能源发展目标有效落地。 3、风光：“十四五”期间公司新能源装机容量将快速提升 近年来公司大力发展新能源项目。当前公司新能源装机主要以风电为主，据公司公告，截至2021年底，公司共拥有控股风电装机707.06万千瓦，光伏36.39万千瓦，其中风电装机2016-2021年的5年CAGR为8.9%。 2021年公司新能源项目投产速度加快。公司全线推进新能源项目开发，2021年新投产风电、光伏并网装机达到89.3万千瓦，其中风电新增风电74万千瓦，新增光伏15.3万千瓦。 风电、光伏项目利用小时数提升，发电量增速较快。据公司公告，2021年公司风电、光伏利用小时数分别为2256、1509小时，比上一年分别提升110、3小时。装机、利用小时数的增加致使新能源板块整体发电量增速加快。2021年风电、光伏发电量分别为151.97、4.29亿千瓦时，同比增速分别为14.32%、34.47%。2021年，在公司火电板块出现亏损情况下，新能源共贡献13.04亿元的净利润，减少了公