依托雅砻江流域水资源，创造水风光储无限可能

经营及财务情况良好，连续三年持续量价齐升。公司水电及新能源装机规模提升至68.5%，拥有高效火电机组，其中单机百万千瓦机组占比67.5%。 2023H1，公司控股企业合计发电量712.85亿千瓦时，同比增长4.58%，平均上网电价0.388元/千瓦时（含税），同比增长7.94%。各类电源优势互补，连续三年实现量价齐升，2023H1公司实现营业收入263.67亿元，同比增长16.18%。费用管控能力良好，资本结构持续优化，2022年财务费用率为9.22%， 较2018年下降3.15个百分点 ，2022年资产负债率为63.75%，较2018年下降4.45个百分点，负债平均利息多年维持3.5%左右，为后续水电及新能源持续开发提供源源不断的动力。 火电板块盈利能力修复，兼具基荷和调节作用。公司高效火电具备高参数大容量、环保清洁程度高、区域优势明显、综合能源服务转型四个特点，在煤价持续走低，市场化电价保持上浮的情况下，火电行业盈利能力从成本及收入端均有改善，以及控股沿海火电机组也受益于进口动力煤价格下降，2023H1国投湄洲湾净利润较去年同期亏损1.66亿元收窄至0.34亿元；国能钦州实现净利润4.74亿元，同比增长1481.94%；华夏电力净利润扭亏为盈，实现0.65亿元。同时，公司于2022年7月获得浙江舟山燃机项目。 长期看，火电将兼具基荷和调节作用，公司高效火电机组具备的深度调峰能力，获得容量电价的同时在辅助服务市场发挥关键性作用。 雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨大。基地总规模超1亿千瓦，其中水电约3000万千瓦，风电、光伏发电超6000万千瓦，抽水蓄能发电超1000万千瓦。基地多能互补具备多重互补优势：多能互补保障电能质量、送受互补提升外送效率、网源互补简化调度运行、存量互补调动市场活力。目前，雅中水电资源有序开发，依托流域水资源及龙头水库，坷垃一期光伏电站已投产，实现光伏发电和水电的“打捆”送出；两河口混合抽蓄已开工建设，配套两河口常规电站，可以消纳相当于自身装机规模3倍的新能源。 新能源业务辐射全国，海外业务持续高毛利率。公司新能源装机5年复合增速23.86%，2022年达到460.34万千瓦，占比提升至12.19%。控股国投新能源稳步提升，2022年净利率33.22%，较2019年提升18.58个pct； 2023上半年实现营业收入11.11亿元 ， 净利润4.76亿元， 同比增长35.01%， 净利率上升至42.88%。 公司的海外业务主要包括英国海上风电、印尼巴塘水电和泰国垃圾发电项目，其中英国风电项目业绩增长最快，2018-2022年营业收入从0.34亿元增长至2.64亿元，CAGR为50.47%，2022年毛利率达到77.81%。 泰国垃圾发电项目5年营收复合增速为3.81%，印尼巴塘水电项目正在稳步开发建设中。 投资建议：依托雅砻江水资源开发建设新能源及储能，成立全国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。风光及抽水蓄能项目推进和落地节奏良好，项目储备丰富叠加各类电源的优势互补、灵活调度等优势，水电结合新能源及储能的业务板块具备长期成长性。短期看，公司高效火电机组受益于燃煤成本下降、以及今年来水不及预期的电力紧平衡带来发电量的提升，盈利能力明显改善；长期看，随着利用小时数的下降，容量电价将保证火电机组的长期合理收益。同时，公司积极获取全国范围内的风光资源，开拓海外市场。预计2023至2025年实现营业收入为563.02亿元、594.17亿元、620.04亿元，实现归母净利润60.39亿元、71.61亿元、81.21亿元，同比增长48%、18.6%、13.4%。对应EPS为0.81、0.96、1.09，对应PE倍数为14.8、12.5、11X，维持“增持”评级。 风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降超预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。 1.国投集团电力业务上市平台，以水电为主的清洁能源运营 商 1.1公司发展历程及业务介绍 公司是一家以清洁能源为主，水火风光并济的综合型电力上市公司。公司在2002年通过湖北兴化进行重大资产置换借壳上市，主营业务由石油化工产品生产和销售转为以电力生产为主；2009年，通过重组收购了国投电力有限公司100％股权，并抓住机遇收购二滩水电4％股权，将控股比例增加至52%，拥有了雅砻江流域的控股权，一跃成为当年国内第二大水电蓝筹上市公司，形成了水火互补的电源结构优势。2016年，完成对英国红石能源公司100%和新加坡雷斯塔利公司42.1%的股权收购，公司海外业务实现突破。 图表1：国投电力发展历程 公司主营包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务，涉及水电、火电、光伏、陆上风电、海上风电、储能、售电及综合能源服务等领域，项目分布于中国23个省、市、自治区以及“一带一路”沿线及OECD沿线的5个国家。 图表2：公司业务在全球的分布 图表3：公司业务在国内分布 1.2公司股权分布 公司借壳上市以来，其控股股东和实际控制人分别为国投集团（原国家开发投资公司）和国务院国资委。根据2023年中报，公司大股东分别为国家开发投资集团（51.32%）、中国长江电力（13.99%）、长电投资（3.48%）、中国证券金融（2.73%）、香港中央结算有限公司（1.18%）。 图表4：2023H1国投电力股权分布 1.3公司财务情况 公司营业收入稳步增长，水电项目建设投资增加营业成本。2018-2022年营业收入由410.11亿元增长至504.89亿元，5年年复合增长率为4.25%，2020年公司因出售部分火电资产导致营业收入下降；2018-2022年营业成本从244.40亿元增长至343.11亿元，5年年复合增长率为7.02%。2023H1，公司营业收入263.67亿元，同比增长16.18%；营业成本168.25亿元，同比增长17.95%。 图表5：公司2018-2023H1营业收入 图表6：公司2018-2023H1现金流 燃料成本回落，毛利率及净利率回升明显。2021燃料成本大幅上涨，营业成本由2020年的216.79亿元增长至2021年的309.01亿元，同比上升42.54%，致使公司盈利急剧下滑，归母净利润由2020年的55.16亿元降到2021年的24.37亿元，同比下降55.82%，毛利率由2020年的44.87%降到2021年的29.26%。受益于发电量增加、上网电价升高，2022年公司实现归母净利润40.79亿元，同比增长66.11%，毛利率32.04%。2023年上半年燃料价格逐渐回落至平稳区间，公司盈利能力明显修复，毛利率稳步提升至36.19%，归母净利润为33.37亿元，同比增长42.12%。因期间费用逐年下降，净利率表现好于毛利率变化。2023H1的净利率为22.7%，高于2018年全年净利率水平20.43%。 图表7：公司2018-2023H1营业收入 图表8：公司2018-2023H1现金流 公司费用管控良好，净现金流稳步增长。从费用率来看，2018-2022年，财务费用率由12.37%降至9.22%，销售费用率、管理费用率、研发费用率分别维持在0.07%、2.9%、0.07%左右。根据2023年中报数据，公司财务费用率、销售费用率、管理费用率、研发费用率分别为7.53%、0.06%、2.57%、0.16%。公司现金流情况良好，经营活动产生的现金净额由2018年的192.19亿元增长至2022年的219.64亿元，五年复合增速为2.71%；净现金流由2018年的74.7亿元增长至2022年的113.86，五年复合增速为8.8%。 图表9：公司2018-2023H1各项费用率 图表10：公司2018-2023H1现金流 资本结构持续优化，有息负债利率下降。从资本结构和偿债能力方面来看，2018-2022年，资产负债率由68.2%降至63.75%，2023H1资产负债率为64.08%，公司有息负债随着近年水电及新能源项目持续投资而增长，但2018-2022年的有息负债率从91%下降到85%。负债平均利率多年维持3.5%左右。 图表11：公司2018-2023H1总资产/总负债/资产负债率 图表12：公司2018-2023H1有息负债及负债利率 1.4公司主营业务情况 水电及新能源装机规模提升，清洁能源比例达68.5%。为推进实施公司整体战略布局，调整资产结构，公司于2019年转让6家盈利能力较差的火电公司，共计327万千瓦，留存的控股火电项目大部分为大容量、高参数优质机组。截止2022年底，公司已投产控股装机容量3776万千瓦，其中，水电、火电、风电、光伏装机分别占比56.35%、31.46%、7.81%、4.38%。2018-2022年 ， 公司火电装机占比由46.27%下降至31.46%，风电和光伏占比不断上升，由4.64%提升至12.19%。 图表13：公司2018-2022装机量（万千瓦） 图表14：公司2022各电源装机占比 多种电源优势互补，连续三年持续量价齐升。2021-2022年雅砻江中游两河口电站和杨房沟电站机组陆续投产后产能逐渐爬坡，受益于雅砻江流域梯级调度及两河口水库库容消落影响，2021、2022年上网电量分别是1496、1527亿千瓦时，同比增长3.45%、2.07%；受火电市场化交易电价上涨影响，2021、2022年上网电价分别是0.319、0.351元/千瓦时（含税），同比增长5.98%、10.03%。公司水电装机规模的提升以及水火发电量互补一定程度上弥补了2022年和2023年上半年较差的来水情况，使得公司在不可抗力因素下仍有较好的表现。 图表15：公司2018-2022上网电量和平均上网电价 图表16：公司2018-2022分电源发电设备利用小时数 公司主营电力行业，2022年营业收入占比94.75%。2018年-2022年，电力行业营业收入由403.65亿元增长至478.4亿元，5年CAGR为3.46%。2018-2020年电力行业毛利率分别为41.1%、39.9%、45.47%，2021年、2022年受燃煤成本影响，毛利率下滑至30.34%，34.28%，随着2023年上半年成本端燃料价格下降至平稳区间，平均电价保持稳定增长，全年毛利率有望持续提升。 图表17：公司主营业务构成 图表18：公司2018-2022电力行业营业收入和毛利 2.高效火电机组，兼具基荷和调节作用 2.1成本及收入端均改善，两部制电价体现火电基荷与调节价值 2.1.1煤价持续走低，市场化电价保持上浮，火电盈利能力从成本及收入端均改善 2023年上半年，我国动力煤价整体下跌明显。自2022年保供政策以来，煤炭供给显著增长，煤价整体承压。1月港口库存偏高，下游需求较弱，煤价节前下跌明显；2月底受内蒙阿拉善矿难影响，供给情绪悲观煤价回升；3月以来卖方因供应收缩、成本制约等，降价意愿偏弱，买方采购呈脉冲式需求小幅释放，煤价震荡下跌；5月，下游日耗需求未见有效增加，港口和终端库存保持高位水平叠加进口煤量持续超预期增长，煤价断崖式下跌；而进入6月以来，电厂日耗量攀升，港口库存下降，市场情绪逐渐好转，煤价开始回调；8月，受台风影响，日耗减少，终端需求整体下降，贸易商发运倒挂和港口货源较为紧缺，只有小幅反弹，市场弱后维稳。 进口动力煤价格在2021年远低于国内动力煤价格，2021年1月两者相差约400元/吨，2023年7月两者相差约110元/吨。因为我国东南沿海大型火电厂因与北方港口距离较远，因此东南沿海电厂会大量采购进口煤。考虑运输成本和消费地分布，各国进口煤路线以及运煤船停靠港口有所不同。 图表19：2020年后进口煤平均单价与秦皇岛港平仓价 进口动力煤量大幅增长，澳洲成为今年进口动力煤增量的主要来源。2023年7