净利润大幅增长，盈利能力显著提升

电量及电价双升，公司归母净利润大幅增长。2022年前三季度，公司实现营业收入1462.76亿元（+22.25%），归母净利润50.73亿元（+169.10%）。 其中，第三季度单季度实现营业收入551.18亿元（+26.10%），归母净利润27.19亿元（+351.08%）。公司净利润大幅增长的原因在于：一是公司发电量同比增加，2022年前三季度，公司发电量3550.30亿千瓦时（+3.01%）； 二是公司平均上网电价上行；三是公司转让宁夏区域股权，投资收益增加。 ROE同比大幅增加，经营性现金流向好。2022年前三季度，公司ROE为10.85%，较2021年同期的2.67%增加8.18pct，盈利能力显著提升，主要原因在于平均上网电价大幅上涨、煤电一体化优势以及财务费用率下降致净利率增加。 现金流方面，2022年前三季度，公司经营性净现金流为390.93亿元，同比增加94.76%，主要系电量同比增加使得收入增长以及收到的留抵退税同比增加所致。 火电盈利有望进一步提升，水电盈利将迎来改善。国家政策大力推动煤炭保供调价，“3个100%”政策落地，煤炭新长协换改签完成，预计公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。同时，煤电市场化交易电价上浮，助力公司对冲燃料成本压力，预计未来煤电市场化交易价格将保持上浮态势，促进公司火电盈利进一步修复。水电方面，四川特高压交流电网加快建设，未来公司水电消纳情况有望改善；同时，双江口水电站建成后，其年调节水库将有助于增发电量，促进公司水电盈利改善。此外，公司收购大渡河公司11%股权，持股权益增加，有望更为充分地享受大渡河盈利改善带来的发展红利。 风光新能源装机增加，推动未来业绩增长。截至2022年9月，公司风电、光伏累计装机容量分别为7.46、2.32GW，今年新增风电、光伏装机分别为0.39、1.95GW，合计新增装机2.34GW。根据公司规划，预计四季度将有2.50GW风光新能源装机投运，驱动公司未来收入和业绩增长。公司十四五期间风光新能源增量空间大，未来随着项目投运，公司收入和净利润有望持续增长。 风险提示：风光新能源项目投运不及预期，政策不及预期，电价下调。 投资建议：首次覆盖，给予“买入”评级。我们预计2022-2024年公司归母净利润分别为58.5、74.3、89.5亿元，2023-2024年同比增长27.0%、20.5%； EPS分别为0.33、0.42、0.50元，当前股价对应PE为14.6、11.5、9.5x。 通过分部估值，测算公司2023年权益市值为916.0-1034.8亿元，对应5.14-5.80元/股合理价值，较当前股价有7%-21%的溢价。 盈利预测和财务指标 国电电力是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，分布在全国28个省、市、自治区。国电电力坚持“打造常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略定位，截至2022年6月，公司控股装机容量10038.64万千瓦，其中：火电7646万千瓦，水电1495.66万千瓦，风电745.93万千瓦，光伏151.05万千瓦，非化石能源控股装机合计2392.64万千瓦，占比23.83%；公司权益装机容量5178.02万千瓦，其中：火电3332.44万千瓦，水电1038.84万千瓦，风电683.64万千瓦,光伏123.10万千瓦，非化石能源权益装机合计1845.58万千瓦，占比35.64%。 图1：国电电力各板块控股装机容量（万千瓦） 图2：国电电力权益装机容量结构（万千瓦） 国家能源集团持股国电电力50.68%的股权，为公司的控股股东。国家能源集团于2017年11月28日正式挂牌成立，由中国国电集团和神华集团联合重组而成，拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务，是全球规模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。 国家能源集团明确将国电电力作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，授予国电电力常规能源发电业务的优先选择权，并且计划在2022年之前将存续常规能源发电业务逐步注入国电电力。重组以来，控股股东承诺的事项正在逐步推进。 2019年1月，国电电力和国家能源集团另一控股子公司中国神华以各自持有的相关火电公司股权及资产，共同组建北京国电电力有限公司，公司持股57.47%，中国神华持股42.53%，从而加快优质资产整合，新增控股火电装机3053万千瓦。 2021年9月，公司与国家能源集团实施资产置换，公司向国家能源集团置出河北银行和英力特集团（化工）股权，国家能源集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域火电控股装机容量1506万千瓦。国电电力通过资产置换，减少了同业竞争，更加聚焦于发电主业。 图3：国电电力股权结构图 公司装机结构多元，盈利能力较好，但风光新能源装机有待进一步提升。大型火电上市公司有国电电力、华能国际、大唐发电、华电国际，从装机规模来看，国电电力控股装机规模仅次于华能国际，装机规模居于行业前列。在风光新能源装机占比方面，截至2021年底，国电电力、大唐发电、华能国际风光新能源装机规模分别7.44、6.99、13.85GW，分别占总装机规模的9.6%、13.3%、13.3%。华电国际参股31%华电新能源，权益风光新能源装机达8.44GW。盈利能力方面，从毛利率、净利率、ROE指标来看，2021年以来，国电电力毛利率、净利率均好于可比公司，原因在于一方面国电电力与中国神华同属国家能源集团，在煤炭供应保障具有相对优势，火电业务成本端压力相对较小；另一方面，国电电力装机结构多元，水电、风光新能源等可再生能源发展可对冲火电盈利波动的影响，整体盈利水平更为稳定。 图4：2021年国电电力与可比公司装机容量结构（GW） 图5：国电电力与可比公司毛利率比较 图6：国电电力与可比公司净利率比较 图7：国电电力与可比公司ROE比较 电量及电价双升，公司归母净利润大幅增长。2022年前三季度，公司实现营业收入1462.76亿元（+22.25%），归母净利润50.73亿元（+169.10%），扣非归母净利润39.31亿元（+653.29%）。其中，第三季度单季度实现营业收入551.18亿元（+26.10%），归母净利润27.19亿元（+351.08%），扣非归母净利润18.52亿元（同比+165.59%）。公司净利润大幅增长的原因在于：一是公司发电量同比增加，2022年前三季度，公司完成发电量3550.30亿千瓦时（+3.01%），上网电量3373.17亿千瓦时（+2.93%）；二是公司平均上网电价上行，2022年前三季度公司平均上网电价为435.39元/MWh，同比增加25.47%；三是公司转让宁夏区域股权，投资收益增加，第三季度非流动性资产处置收益增加14.82亿元。 分不同电源来看，2022年前三季度，公司火电、水电、风电、光伏发电量分别为2832.49、408.81、116.44、15.42亿千瓦时，同比变化分别为+4.21%、-8.32%、+5.70%、+383.83%；2022年第三季度，公司火电、水电、风电、光伏发电量分别为1104.09、178.81、34.08、8.57亿千瓦时，同比变化分别为+8.09%、-22.99%、+10.62%、+625.15%。 图8：国电电力营业收入及增速（单位：亿元） 图9：国电电力单季度营业收入（单位：亿元） 图10：国电电力归母净利润及增速（单位：亿元） 图11：国电电力单季度归母净利润（单位：亿元） 图12：国电电力发电量情况 图13：国电电力上网电量情况 毛利率、净利率改善，财务费用率有所下降。2022年前三季度，公司毛利率为13.22%，较2021年同期的10.65%增加2.57pct，毛利率改善的原因在于平均上网电价大幅上涨以及公司煤电一体化优势；期间费用率方面，2022年前三季度，公司销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为0.01%、0.84%、3.96%，其中公司财务费用率较2021年同期下降0.97pct，财务成本有所下降。净利率方面，2022年前三季度，公司净利率为7.13%，较2021年同期增加4.33pct，盈利水平同比显著改善。 图14：国电电力毛利率及净利率情况 图15：国电电力三项费用率情况 ROE大幅增加，经营性现金改善向好。2022年前三季度，公司ROE为10.85%，较2021年同期的2.67%增加8.18pct，盈利能力显著提升。公司ROE大幅增加的原因在于净利率、资产周转率、权益乘数均有所增加。现金流方面，2022年前三季度，公司经营性净现金流为390.93亿元，同比增加94.76%，主要系电量同比增加使得销售收入同比增加以及收到的留抵退税同比增加所致；公司投资性净现金流为-344.15亿元，主要系公司水电、风光新能源项目投资增加所致。 图16：国电电力现金流情况（亿元） 图17：国电电力ROE情况及杜邦分析 国家政策大力推动煤炭保供调价，“3个100%”政策落地，煤炭新长协换改签完成，预计公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。同时，煤电市场化交易电价上浮，2022Q3，公司平均上网电价为435.39元/MWh，提高88.38元/MWh，上浮25.47%，助力公司对冲燃料成本压力，预计煤电市场化交易价格将保持上浮态势，促进公司火电盈利进一步修复。 图18：国电电力市场化交易电力及占比（亿千瓦时） 图19：国电电力平均上网电价（元/MWh） 国电电力的水电资产主要集中在大渡河流域，而大渡河发源青海省，主要流经四川省。公司水电资产受“弃水”问题影响较大，原因在于外送能力不足，同时由于大渡河只是省调电站，在调度优先级上处于劣势。对比国电电力、长江电力（采用三峡水电站的数据）、华能水电和全国平均的利用小时数，国电电力水电的利用小时数呈现明显的上升趋势，高于全国平均水平，但低于可比公司，未来还有进一步改善的空间。 图20：国电电力水电利用小时数提升，但仍不及可比公司 加快建设四川特高压交流电网，水电消纳情况有望改善。根据《四川省十四五能源发展规划》，四川省将结合水电和多种能源外送需求，继续统筹建设特高压直流外送通道，包括要完全建成白鹤滩至江苏（该项目已于2022年5月全线完工）、雅砻江中游至江西、白鹤滩至浙江等多座±800千伏直流换流站，以及多座1000千伏特高压交流输变电工程；破土开工建设金沙江上游至湖北的多能互补外送特高压直流工程；研究规划与西北电网联通第二通道，研究布局藏东南和雅鲁藏布江下游水电入川接续转送特高压工程；提升优化“十三五”期间建成的输电通道利用率。由此，四川省的输电格局预计将由“十三五”期间的“六直八交”进化为“十四五”期间的“八直八交”，并拥有进一步提升的空间和计划。 双江口水电站建成后有望进一步扩大盈利空间。大渡河流域内的电站多为径流式水电站，难以应对水资源的季节波动。据《四川省十四五能源发展规划》披露，具有季调节能力的水库电站装机不足水电总装机的40%,具有年调节能力的则更少，因此四川调节能力不足,丰枯矛盾突出。调节性水电站在丰水期蓄水，在平水期和枯水期放水，从而平滑水电站发电的季节性波动和增加流域内的联合调度能力。目前，国电电力正在加快大渡河流域龙头水库双江口水电站的建设，计划在2025年首台机组投产。双江口水电站是《四川省大渡河干流水电规划调整报告》推荐的3库22级开发方案中的第5级，调节库容21.52亿立方米，为年调节水库，通过水库调节可增加下游梯级电站枯期电量约60亿千瓦时。增加的电量多是枯水期或者高定价电量，因此，双江口水电站会带来丰厚的收入。 公司于2022年9月完成收购国家能源集团所持大渡河公司11%股权，股权交易完成后，公司持有大渡河公司80%股权，未来有望更为充分地享受大渡河盈利改善带来的发展红利，增厚公司业绩。 新能源装机规模有望持续快速提升。近年来，国电电力全面提速新