常规能源资产盈利持续改善，清洁能源转型提速

简介：国家电投集团旗下核心企业与旗舰企业 公司为国电电投集团核心企业与旗舰企业，截至2021年底，公司业务已拓展至火电、水电、风电、光伏发电、储能、绿电交通及综合能源服务等各个领域。截至2022H1，公司合并装机容量为32140.0MW，同比增长13.1%，其中煤电装机容量为15840.0MW，水电、风电、光伏发电、气电装机容量分别为5451.1MW、4804.1MW、5769.6MW、275.2MW，清洁能源占比达到50.7%，同比提高3.6pct，公司清洁能源转型进程加速推进。 火电：压舱石作用凸显，多措并举盈利有望回归合理水平 政策对火电态度开始出现转变，强调火电“压舱石”作用，从核准数据来看，公司控股股东国家电投集团2022年1-8月新增火电核准装机达2700MW，在各大电力集团中位居前列。盈利方面，从成本端来看，国家层面持续推进电煤保供稳价工作，并推动“长协煤”政策逐步落地，而公司坚持长协煤为主控制煤价，燃料成本处于行业中游水平，同时，公司已与中煤集团签订战略合作协议，未来燃料成本有望进一步降低；从收入端来看，伴随电价上涨空间拉大，公司火电电价不断提高，2022H1公司煤电上网电价为401.92元/MWh，同比增长22%，其盈利能力在行业中处于领先地位，收益有望优先回归合理水平。 水电：聚焦湘黔地区流域开发，22年盈利有望修复 公司水电装机主要集中于湘黔地区，其中湖南省装机占比达57%，公司子公司五凌电力为湖南省最大的水电企业，拥有浣水全流域开发权，可开发水资源达712万千瓦，年发电量270亿千瓦时，装机增长空间可观，截至2022H1，公司在建水电装机容量为500MW，预计2023年投产。从盈利来看，一方面，2022H1公司水电装机利用小时数为2379小时，同比提高139小时，来水偏丰带动水电发电量显著回升；另一方面，2021年以来公司水电上网电价下行趋势出现扭转，开始企稳回升。电价上浮叠加来水偏丰，量价齐升下公司水电板块盈利能力有望修复。 新能源：风光装机规模快速扩张，清洁能源转型提速 公司抓住能源转型窗口期，风光装机规模快速扩张，截至2021年底，公司新能源权益装机容量达7654.8MW，同比增长42.3%，2016-2021年CAGR达61.2%。其中，风光权益装机容量分别为3364.6MW、4290.2MW。项目分布方面，公司在全国多省份布局新能源发电项目，从而有效保障电力消纳，2021年公司风光可利用小时数分别为2355小时、1547小时，均显著高于全国水平，发电水平维持高位。从未来发展战略来看，公司制定了明确的清洁能源发展目标，计划到2025年清洁能源装机占比超过90%，到2030年清洁能源装机占比超过95%，同时，公司拟收购中电新能源及中电国际新能源旗下2.15GW的清洁能源资产，有望显著增厚业绩，并推动公司清洁能源发展目标加快实现。另外，公司近年来重点发力储能产业，“风光水火储”一体化发展格局形成，公司未来成长空间有望进一步拓宽。 盈利预测与估值：我们预计公司2022-2024年实现归母净利润23.82、36.39、53.48亿元，对应PE分别为10.94、7.16、4.87倍。基于分部估值分析，给予公司2023年目标价4.42港元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济下行风险，疫情超预期反弹的风险，煤炭价格波动风险，电力价格波动风险，来水低于预期风险，资产注入进度不及预期风险，新能源装机规模扩张不及预期等 1.国家电投集团旗下核心企业与旗舰企业 1.1.简介：国家电投集团核心企业和旗舰企业 公司主要在中国开发、建设、拥有、经营和管理大型发电厂，从事发电与售电业务。公司于2004年3月在香港注册成立，并于同年10月在香港联合交易所有限公司主板上市。除初期仅从事燃煤发电及售电外，经过多年发展，截至2021年底，公司业务已拓展至水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等各个领域，伴随公司规模的不断扩大，其各板块业务均持续有序发展。 图1：公司发展历史沿革 公司为中央国有企业，实控人为国资委。截至2022年6月30日，国家电投集团分别通过中国电力国际有限公司和国家电投香港财资对公司进行间接控股，合计持股比例为54.35%。 其中，中国电力国际有限公司直接持有公司26.16%股份，并通过中国电力发展有限公司间接持有公司24.57%股份，合计持股比例为50.73%。 图2：公司股权结构情况（截至2022年6月30日） 公司为国家电投集团旗舰企业与核心企业。国家电投集团为国有五大发电集团之一，业务涵盖电力、煤炭、铝业、物流、金融、环保及高新产业，是中国唯一同时拥有火电、水电、核电及可再生能源资源的综合能源集团。截至2021年底，公司合并装机规模占集团总装机规模比例为14.8%，在集团旗下全部上市公司中排名第一位,，是国家电投集团旗舰企业与核心电力上市平台。 表1：国家电投集团旗下上市公司及其装机占比情况（截至2021年底） 1.2.业务：业务类型与规模持续扩张，清洁能源转型提速 公司业务类型与规模持续扩张，截至2021年底，公司业务已涵盖燃煤发电、水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等范围，业务分布于国内各大电网区域。截至2021年底，公司权益装机容量为 24961M W，同比增加5%，其中清洁能源权益装机容量达11844MW，同比增加26%，占比达47%，同比提高8pct；截至2022年6月30日，公司合并装机容量为 32140M W，同比增加13%，其中清洁能源占比达到51%，同比提高4pct，公司清洁能源转型进程加速推进。 图3：公司权益装机规模增长情况 图4：公司能源结构占比情况 图5：公司各类型发电能源装机及占比情况（截至2022H1） 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 营收规模持续扩张，清洁能源营收占比不断提高。伴随公司业务规模不断扩张，其营收规模持续增加，2022H1公司实现营业收入203.05亿元，同比提高22.74%。营收结构方面，由于近年来公司大力发展清洁能源业务，其营收占比不断提高，2022H1公司清洁能源业务营收占比达38.92%，相比于2017年末提高了10.51pct，考虑公司未来发展方向，清洁能源业务营收占比有望持续提高。 图6：公司营业收入变化情况 图7：公司营收结构变化情况 2021年火电燃料成本上升拖累业绩，2022H1整体利润由亏转盈。由于公司火电板块营收占比较高，因此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。2021年公司实现归母净利润-6.50亿元，同比降低138.05%，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年燃煤价格逐渐下行，叠加公司火电发电量同比降低，清洁能源发电量同比增加，公司业绩逐渐修复，上半年实现归母净利润7.84亿元，整体利润由亏转盈。 图8：公司归母净利润变化情况 图9：2022H1公司各板块售电量情况 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，2022H1年公司火电板块实现净利润-10.96亿元，水电板块实现净利润12.33亿元，风电板块及光伏板块实现净利润14.93亿元，清洁能源业务对公司业绩构成显著支撑。在清洁能源业务净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10：2022H1公司各业务板块净利润及占比情况 图11：公司各业务板块净利率对比 投资支出持续增长，资产负债率维持高位。伴随公司业务规模及新能源装机容量的高速扩张，近年来其投资支出不断增长，2022H1公司投资支出现金流量为85.19亿元，同比增长48.36%；同时，为支持公司的高速发展，截至2022H1，其资产负债率为71.93%，公司资产负债率维持高位，并伴有小幅增长。 图12：公司投资支出情况 图13：公司资产负债率情况 2.火电：压舱石作用凸显，多措并举盈利有望回归合理水平 2.1.新型电力系统下火电压舱石作用凸显，政策态度出现转变 双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿色转型加速，新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据，2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%；截至2021年底，我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。 图14：2021年各类电源装机增长量占比 图15：2021年全国各类电源装机结构 新能源出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，而新能源出力稳定性与常规能源相比仍存在明显差距，因此容易导致高峰时段电力供应能力不足。 图16：典型日风电出力曲线 图17：典型日光伏出力曲线 在此情况下，全国多个地区电力供应紧张，甚至出现电力缺口。我们对2021年各省份发用电关系情况进行梳理，可以看出，多个省份虽然装机规模与其最高用电负荷相比存在盈余，但由于新能源装机占比较高，其电力供需水平仍较为紧张，甚至出现供不应求的情况。 以青海为例，其省内电力装机与负荷盈余虽达到3142万千瓦，但其新能源装机占比达62%，因此其2021年省内发用电关系仍较为紧张。 图18：部分省份电力负荷盈余（缺口）及新能源装机占比情况（截至2022年8月） 未来全国电力供应保障压力仍然较大。根据电规总院，结合当前电源、电网工程、投产进度，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需紧张； 2023年、2024年电力供需紧张地区将分别增加至6个和7个。 图19：2022-2024年全国电力供需形势预测 电力保供压力严峻，政策对火电态度出现转变，强调火电“压舱石”作用。在风光等新能源出力水平相对较低的情况下，仍然需要发挥煤炭在能源中的主体作用，以及煤电在电力系统中的兜底保供作用。2022年3月《政府工作报告》中提出，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。在3月24日召开的2022年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联与国家电网的专家表示，在“双碳”目标下需要正确认识煤电的价值，要适度发展支柱性电源，保障转型期电力供应。 2022年8月19日，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，保障未来三年1.4亿千瓦煤电按期投产，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘。 图20：全国煤电装机年增量情况及预测（万千瓦） 从核准情况来看，自2021年Q4以来，火电核准装机速度明显加快。2022Q1-3火电核准装机规模达到52339MW，相比于2021年核准装机规模表现出明显增长。其中，根据北极星电力网数据，公司控股股东国家电投集团2022年1-8月新增火电核准装机达2700MW，在各大电力集团中位居前列。 图21：2022年1-9月各电力集团新增火电核准装机规模（MW） 2.2.煤价调控叠加电价上浮，多措并举火电盈利能力有望修复 2.2.1.成本端：电煤保供稳价工作持续推进，成本压力有望降低 国家政策支持，煤价有望回归合理区间。2021年10月19日，国家发改委发布《国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施》，提出将研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间。2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出了煤炭中长期交易570~770元/吨（含税）的价格区间，引导煤炭价格在合理区间内运行等系列措施。目前，除秦皇岛港以外，山西、陕西、蒙西等