国家能源集团旗下常规能源发电业务平台

简介：立足优质常规能源资产，清洁能源转型加速进行时 公司为国家能源集团旗下核心电力上市公司和常规能源发电业务平台，立足其优质常规能源资产，“十四五”期间加速推进新能源转型。截至2021年底，公司总控股装机容量为9980.85万千瓦，业务涵盖火电、水电、风电、光伏发电等多类项目，清洁能源权益装机占比超1/3。 火电：资产整合下质量稳步提升，煤电一体化优势凸显 ①火电资产腾笼换鸟，资产质量稳步提升。2019年，公司和中国神华以各自所属部分火电资产合资成立北京国电电力；2021年，置入山东、福建等6省优质常规能源发电资产。截至2021年末，公司火电控股装机容量7739.96万千瓦，主要布局在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。 ②煤电一体化优势凸显，有望有效缓解燃料成本压力。公司煤电一体化优势显著，在煤价高企的背景下，盈利能力有望优先回归合理水平。从2021年来看，国电电力火电单位售电毛利为-1.86元/兆瓦时，单位亏损较低。 水电：21年业绩贡献25亿，盈利能力有望进一步提升 存量来看，公司水电装机规模持续增长，截至21年底，公司控股水电装机容量达1497.24万千瓦，主要集中于四川省大渡河流域。优质资源禀赋助力公司水电利用小时数领先全国，带动发电量稳步攀升，2021年公司水电发电量达588.78亿千瓦时，净利润贡献达25亿元；增量方面，截至21年末，在建机组规模达394.65万千瓦，全部投产后预计带来直接增发电量163.41亿千瓦时，并助力年调节能力提升。未来伴随大渡河流域弃水问题逐渐改善，叠加四川省电价上行，公司水电资产盈利能力有望进一步提升。 新能源：集团新能源发展主力军，“十四五”期间转型提速 存量方面，公司抢抓新能源产业发展窗口期，装机规模快速扩张，截至2021年底，风光装机容量达743.65万千瓦，项目分布于全国多个省份。依托于当地优质风力资源及消纳外送能力，公司风电可利用小时数高于全国水平。增量方面，公司作为国家能源集团新能源发展的“三驾马车”之一，新能源开发进一步提速，“十四五”期间计划新增新能源装机3500万千瓦，占比超40%。另外，公司新老业务协同发展有望提升其项目获取能力，助力实现新能源跨越式发展。 盈利预测与估值：我们预计公司2022-2024年实现归母净利润59.94、76.54、88.90亿元，对应PE分别为9.85、7.71、6.64倍。基于分部估值分析，给予公司22年目标价4.79元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济下行、疫情超预期反弹、煤炭价格波动、来水低于预期、项目建成时间晚于预期、新能源装机规模扩张不及预期、风电资产转出等风险 财务数据和估值 1.立足优质常规能源资产，清洁能源转型加速进行时 1.1.简介：国家能源集团旗下核心电力上市公司和常规能源发电业务平台 国家能源集团旗下核心电力上市公司和常规能源发电业务平台。公司自1992年成立，1997年即在上海证券交易所挂牌上市，历经两次股权划转，2003年公司第一大股东变为国电集团，至2019年，由于国电集团被国家能源集团吸收合并，公司控股股东变更为国家能源集团，成为其旗下核心电力上市公司与常规能源发电业务平台，主要经营业务包括电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等多个领域。 图1：公司历史发展沿革 截至2022年4月29日，公司控股股东为国家能源集团，总持股比例为50.78%，其中通过国家能源集团资本控股有限公司间接持有公司0.1%股份，公司实控人为国资委。 图2：公司股权结构（截至2022年4月29日） 控股股东实力雄厚，常规能源资产优先选择权保证公司稳健发展。一方面，公司控股股东国家能源集团由国电集团与神华集团联合重组而成，拥有煤炭、常规能源发电、新能源、交通运输、煤化工、产业科技、节能环保、产业金融等八大产业板块，是全球最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司，实力雄厚；另一方面，国家能源集团明确将国电电力作为其常规能源发电业务整合平台，逐步将旗下非上市常规能源发电业务资产注入国电电力。同时，对于集团未来新增的常规能源发电业务，授予国电电力优先选择权，由其负责项目的整合、开发、建设及后续管理。 图3：国电电力为国家能源集团常规能源发电业务整合平台 1.2.业务：立足优质常规能源资产，清洁能源转型加速进行时 公司电源结构中火电占主导地位，同时兼顾可再生能源发展。公司业务涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等多个领域，分布于全国28个省、市、自治区。截至2021年底，公司总控股装机容量为9980.85万千瓦，其中火电控股装机容量7739.96万千瓦，水电控股装机容量1497.24万千瓦，风电控股装机容量707.06万千瓦，光伏装机容量36.59万千瓦；总权益装机容量为4976.67万千瓦，其中火电权益装机容量3287.62万千瓦，水电权益装机容量1041.8万千瓦，风电权益装机容量618.13万千瓦，光伏权益装机容量29.12万千瓦。 表1：公司装机分布情况 图4：公司各板块业务装机容量 稳步推进常规能源开发，巩固市场优势地位。存量方面，公司火电机组主要布局于东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，来煤保障能力较强；水电主要集中在大渡河流域，实现了流域集控联调、梯级综合利用。增量方面，2021年公司新投产火电装机容量为105万千瓦，包括内蒙古上海庙1号机100万千瓦、北仑三期增容5万千瓦；在建火电机组350.4万千瓦，主要为上海庙项目3x100万千瓦、邯郸东郊50.4万千瓦；在建水电机组394.65万千瓦，主要为新疆开都河霍尔古吐42.65万千瓦、大渡河公司双江口200万千瓦、金川86万千瓦，枕头坝二级30万千瓦、沙坪一级36万千瓦。 表2：公司常规能源新建装机情况 清洁能源权益装机占比超1/3，“十四五”期间转型步伐加快。公司抢抓“十四五”重要战略机遇期，全线推进新能源业务发展，2021年新投产风、光并网装机89.34万千瓦，其中风电装机容量73.95万千瓦，光伏发电装机容量15.39万千瓦，截至2021年底，公司清洁能源权益装机占比已达到33.9%。 图5：公司权益装机容量占比情况 1.3.财务：火电成本端阶段性变动影响业绩，新能源扩张助力盈利改善 从营收结构来看，2021年公司实现营业收入1681.85亿元，其中火电业务实现营收1397.38亿元，占比达83.1%，因此公司业绩受燃料价格影响较大，火电成本端阶段性变动会对公司业绩产生显著影响。公司2021年实现归母净利润-18.45亿元，同比降低170.1%，主要原因即在于2021年燃煤价格大幅上涨导致公司燃料成本大幅增加，伴随2022年3月起煤价逐渐进入下行通道，公司一季度业绩水平明显改善。 图6：公司2021年营收结构 图7：公司归母净利润变化情况 从板块净利润来看，目前清洁能源业务已成为公司主要利润来源，2021年公司火电板块实现净利润-59亿元，水电板块实现净利润25亿元，风电及光伏板块实现净利润13.04亿元，清洁能源业务对公司业绩构成显著支撑。在清洁能源业务毛利率远高于火电业务的情况下，伴随未来新能源业务不断扩张，公司盈利能力有望持续改善。 图8：公司各业务板块净利润及毛利率水平 多年计提资产及信用减值损失，对公司业绩造成拖累。公司2017-2021年分别计提资产及信用减值损失13.33、35.14、44.34、60.46、51.33亿元，主要系公司近年来响应政策号召，加快淘汰落后产能，加大扭亏治理和僵尸企业处置力度所致。 图9：公司历年计提资产及信用减值情况 从近年来处置效果来看，公司未来继续计提大规模减值准备可能性较低。产能方面，伴随相关落后产能陆续停产，公司60万千瓦以上火电机组占比不断提高，2021年底达66.55%，且表现出稳定趋势，同时公司主要火电企业污染物排放全部实现达标；破产清算方面，公司2017-2021年主要破产企业破产重整进程均有序推进，且不再纳入公司合并报表范围，后续计提减值准备可能性较低，未来公司资产及信用减值压力有望减轻。 图10：公司60万千瓦以上火电机组占比情况 表3：公司主要破产子公司计提减值准备金额及进程 公司资产负债率维持高位，充足现金流支撑快速发展。一方面，伴随常规能源板块的稳步发展及新能源装机容量高速扩张，公司资产负债率维持高位；另一方面，2021年末公司现金余额达115.8亿元，在业绩亏损的情况下现金流仍较为充足且保持增长态势，有望支撑公司快速发展。 图11：公司资产负债率情况 图12：公司期末现金余额情况（亿元） 2.火电：资产整合下质量稳步提升，煤电一体化优势凸显 2.1.火电资产腾笼换鸟，资产质量稳步提升 公司火电控股装机容量已达77GW，其中近99%均为煤机。2019年，公司以所属部分火电资产和中国神华所属部分火电资产合资成立北京国电电力有限公司，公司控股57.47%。北京国电电力全部标的资产于2019年1月完成交割，公司控股装机容量增加3053万千瓦。 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。截至2021年末，公司火电控股装机容量7739.96万千瓦，其中煤机7638万千瓦，燃机101.96万千瓦；火电权益装机容量3287.62万千瓦，其中煤机3238.08万千瓦，燃机49.54万千瓦。 图13：公司历年火电控股装机容量 图14：公司火电控股装机结构 火电机组主要布局在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。公司在华东、华南、华中等经济发达地区的火电权益装机占总权益装机比例为67.06%。随着公司火电机组区位布局的优化，公司火电机组2021年利用小时达5118小时，超出全国平均利用小时670小时。 图15：各公司火电利用小时数 图16：公司利用小时显著高于全国平均水平（小时） 公司持续推进火电机组扩能升级，对在役煤电机组实施供热改造、节能降碳改造，降低供电煤耗和碳排放强度。截至2021年末，公司火电装机中，60万千瓦以上机组70台，占火电装机容量的比重为66.55%；100万千瓦及以上机组19台，占火电装机容量比重24.55%。 2021年公司火电发电机组平均供电煤耗为295.47克/千瓦时，较上年下降2.61克/千瓦时。 同时，公司计划十四五完成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，改造后火电资产质量有望进一步提升。 图17：公司火电机组结构 图18：公司供电煤耗有所下降 2.2.煤电一体化优势凸显，有望有效缓解燃料成本压力 收入端：高比例经济发达地区布局，公司有望充分受益于电价上浮 全国层面，煤价高企背景下，电价有望保持高位上浮。从2022年年度交易结果来看，江苏、广东、陕西等省成交均价均较当地燃煤基准价有所上浮。从后续的月度交易、月内交易来看，多省交易价格上浮比例仍保持较高水平。以江苏为例，其4月下旬月内挂牌交易成交均价为466.5元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮19%；4月月度竞价成交均价为468.9元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮19.9%。 图19：江苏电力交易中心月内挂牌交易结果 图20：江苏电力交易中心月度集中竞价交易结果 分区域来看，我国经济发达地区用电量及增速较高。据中电联预测，2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度冬期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，南方、华东、华中、西北区域用电高峰时段电力供需偏紧。从公司层面来看，公司火电机组在经济发达地区的比例较高，2021年在江苏、安徽、浙江的火电发电量占公司火电发电量的46.72%，有望更加充分受益于电价上浮对燃料成本上涨的疏导。 图21：2021年公司火电发电量结