煤电联营优势凸显，水电风光多极增长

大型综合性电力上市公司，火电装机量位居全国第二。公司为国家能源集团下属核心电力公司，整合了集团的火电、水电等常规能源发电资产。截至2023年6月，公司控股装机容量10001.2万千瓦，其中火电7273.9万千瓦（占比72.7%），水电1495.1万千瓦（占比14.9%），风电767.3万千瓦（占比7.7%），光伏465万千瓦（占比4.6%）。受益于资产整合后装机规模和发电量的增长，公司营收保持较高速增长，2018-2022年年均增速15.6%。 煤电联营优势突出，火电盈利能力不断提升。公司存量火电机组质量优质，利用小时数方面，2022年火电机组平均利用小时数5158小时，同期全国6000千瓦及以上电厂发电平均利用小时仅为3687小时。同时，火电机组主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，电煤保障能力强，市场竞争优势明显。成本端，公司背靠国家能源集团，在煤炭保供及长协煤履约等方面具备显著优势，燃料成本涨幅可控，在2022年同行业大幅亏损情况下，实现归母净利28.25亿元。展望年内，中长期煤价回归合理区间，公司火电盈利大幅提升。2023H1公司入炉标煤单价为944.4元/吨，同比下降2.5%。 大渡河水电外部环境优化，量价齐升有望贡献业绩弹性。大渡河流域为公司核心水电资产，外送通道不顺畅、电价偏低等因素制约其盈利能力。2025年川渝特高压线路的打通将打开省内消纳空间，大渡河弃水现象有望改善；具有年调节能力的双江口水电站计划于2024年投产，可提高下游大渡河17个梯级电站枯期发电量，直接提升大渡河流域的年度平均上网电价水平。 新能源项目储备充足，带来增长新动能。公司上调十四五新能源装机规划至35GW，到2025年清洁能源装机比例达40%。目前公司新能源项目开发进程明显加快。截至2023H1，公司新能源控股装机1232万千瓦，其中风电装机767.3万千瓦，光伏装机465.0万千瓦。2023年上半年公司获取新能源资源1500.95万千瓦，核准/备案1175.16万千瓦，开工283.74万千瓦，新增装机173.32万千瓦，在建620.01万千瓦，为后续新能源项目开发及投产提供保障。 投资建议。公司背靠国家能源集团，煤电一体化成本优势显著，火电业务有望迎来拐点；大渡河外部环境优化，有望改善解决消纳问题，水电板块有望实现量价齐升，迎来拐点；公司上调“十四五”新能源装机目标，成长空间快速打开。叠加电力体制改革深入利好释放，公司具有盈利修复较高弹性和高增长空间。预计公司2023-2025年营业收入分别为1936亿元、1998亿元和2084亿元，同比增长0.48%、3.21%和4.28%；归母净利分别为79.16亿元、92.41亿元和107.19亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.44/0.52/0.60元，对应2023-2025年PE分别为8.3/7.1/6.1倍，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：装机速度不及预期；电力市场改革、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。 财务指标 财务报表和主要财务比率 资产负债表（百万元） 现金流量表（百万元） 1.常规能源资产优质，新能源转型加速 1.1国家能源集团下属核心电力公司，风光水火协同发展 大型综合性电力上市公司，火电装机量位居全国第二。公司的前身大连东北热电发展股份有限公司成立于1992年，1997年在上交所挂牌上市，2000年更名为国电电力发展股份有限公司。2017年，中国国电和神华集团重组成立国家能源集团，公司作为集团下属的核心电力上市公司，整合了集团的火电、水电等常规能源发电资产。2019年，公司合并原属于中国神华的17家火电企业，控股装机容量突破80GW。2021年，公司与国家能源集团实施资产置换，多地“水火”等常规能源发电资产置入后公司控股装机容量大幅提升。2022年公司收购国家能源集团持有的国能大渡河流域水电开发有限公司11%股权。目前公司业务涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，发电资产分布在全国28个省、自治区、直辖市。截至2023年6月，公司资产总额4334.94亿元，控股装机容量达到100GW，其中火电控股装机容量72.7GW，处于AH两地电力上市企业的第二位（2021年）。 图表1：国电电力发展历程 公司为国家能源集团下属主要电力公司，实际控制人为国资委。国家能源集团有煤炭、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。公司是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，截至2023年6月，国家能源集团直接持股50.68%。参控股公司中，北京国电电力有限公司系公司火电业务核心子公司，公司持股比例为57.47%。 2023H1，北京国电电力有限公司归母净资产532.6亿元，归母净利润19.6亿元，是参控股公司中资产规模最大、创收盈利能力最强的公司。 图表2：国电电力股权结构（截至2023H1） 1.2常规能源龙头，清洁能源发展劲头足 公司火电机组质量优异，近两年新能源装机大幅提升。截至2023年6月，公司控股装机容量10001.2万千瓦，其中火电7273.9万千瓦（占比72.7%），水电1495.1万千瓦（占比14.9%），风电767.3万千瓦（占比7.7%），光伏465万千瓦（占比4.6%）。 火电：公司在运火电机组以大容量机组为主，60万千瓦及以上机组69台，占火电总装机的71.52%；100万千瓦及以上机组20台，占火电总装机的28.03%。在区域布局上，火电机组主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，电煤保障能力强，市场竞争优势明显。 水电：公司水电站主要集中在大渡河、开都河流域，流域集控联调和梯级综合利用使盈利能力突出。 新能源：近两年公司新能源项目投资和建设节奏加快，2022年新增装机315.29万千瓦，2023H1新增装机173.33万千瓦。目前公司在风光资源富集的北部地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模。 图表3：2018-2023H1公司控股装机结构 图表4：2018-2023H1公司发电量结构 1.3业绩稳定增长，长期盈利能力看好 公司营收保持较快增长，2022年扭亏为盈。受益于资产整合后装机规模和发电量的增长，公司近5年营收基本保持较高速增长，公司营收从2018年的1079.19亿元增长至2022年的1926.81亿元，年均增速为15.6%。从归母净利看，除2021年外，公司归母净利同比增速均实现正增长。2021年，电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，电煤采购成本大幅增加，公司归母净利出现上市以来首次亏损。2022年公司扭亏为盈，归母净利28.25亿元，主要系售电价上涨。 图表5：公司总营收与同比增速（单位：百万） 图表6：公司归母净利平稳恢复（单位：百万） 图表7：2018-2022年公司控股装机容量变化（单位：万千瓦） 图表8：2018-2022年公司发电量变化（单位：亿千瓦时） 火电业务贡献主要收入和利润。从收入构成来看，火电业务收入在整体收入中占据核心地位，其次为水电、新能源发电业务。2022年火电收入1643.78亿元，占比达85.31%； 水力发电收入116.36亿元，占比达6.04%；新能源发电收入89.05亿元，占比达4.62%； 煤炭销售收入47.26亿元，占比达2.45%。从毛利构成来看，除2021年之外，近5年火电毛利贡献比例一直稳定在60%左右，在2022年也达到了56.6%。2021年受火电业务亏损拖累，公司总毛利同比下跌57.7%，是造成当年归母净利为负的直接原因。分业务来看，除占比较小的其他行业外，各项业务毛利率基本保持稳定，水电、风电、光伏行业保持着较高毛利率，为公司业绩稳定增长奠定了基础。煤炭销售行业2021年毛利率激增至68.01%及火电业务毛利率转负均系燃料价格上涨所致。由于煤炭在公司营收和毛利占比有限，未对公司业绩形成强支撑。 图表9：公司分行业营收占比 图表10：电力细分行业营收占比 图表11：公司分行业毛利占比 图表12：电力细分行业毛利占比 图表13：公司毛利率和净利率水平 图表14：公司各类业务毛利率 公司重视研发投入，财务费用下行。2022年公司继续加大了研发投入的力度，全年投入研发费用60178万元，占公司营业总收入的0.31%。公司已有“燃煤电站多污染物协同控制与资源化技术及装备”、“风光直流微网耦合电解制-储-输氢系统集成与示范”、“工业锅炉节能与清洁燃烧技术”等三项国家重点研发计划项目顺利通过绩效评价。国内首套化学链矿化CCUS示范项目在大同公司投运，牵头实施的多项技术达到国内外领先水平。由于公司历史资产负债率大于70%，公司财务费用率较高。随着资产负债率有所下降，公司财务费用得到有效控制，财务费用率持续下行。 图表15：公司各项费用率 2.火电：资产不断优化，煤电联营优势突出 2.1持续优化火电资产，资产质量稳步提升 2021年至今公司火电资产结构持续优化，剥离亏损资产、新增优质资产。近年来，公司陆续通过向集团转让盈利能力偏弱的西北地区火电资产并积极推动集团存量优质火电资产注入上市公司，逐步解决部分下属电厂盈利能力偏低对公司的拖累。2020年，公司转让装机规模为66万千瓦的2家甘肃子公司股权至集团；2021年，公司分两次转让装机规模为596万千瓦的7家新疆子公司的相关股权至集团，上述交易合计向集团转让662万千瓦火电资产。2022年9月，公司完成向集团协议转让宁夏区域相关火电资产，交易标的总装机规模为664万千瓦。宁夏火电资产盈利能力表现不佳，除宁东二发外，其他转让发电资产2021和22H1均处于亏损状态。2021年9月，公司与国家能源集团通过资产置换方式，置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等6省火电资产，填补公司在经济发达和用电需求旺盛省份业务空白。 图表16：公司向集团转让宁夏火电资产基本情况 公司火电资产优质，多项指标领先同业。2022年公司火电机组平均利用小时数5158小时，而同期全国6000千瓦及以上火电电厂发电平均利用小时仅为4379小时。从机组结构看，截至2022年年末，公司60万千瓦以上火电机组占比69.99%，在电力上市企业中处于领先地位。此外，公司火电控股装机容量72.7GW，处于AH两地电力上市企业的第二位，仅次于华能国际。 图表17：公司火电机组平均利用小时数行业领先（单位：小时） 图表18：公司60万千瓦以上火电机组占比高于同行 图表19：部分上市公司2022年火电装机容量及市占率（单位：兆瓦） 图表20：部分上市公司2022年火电发电量及市占率（亿千瓦时） 2.2火电业务韧性和弹性兼备，业绩增长预期在即 2.2.1成本：背靠国家能源集团，煤电一体化优势凸显 动力煤供需持续修复，中长期煤价回归合理区间。2023年上半年动力煤市场经历了双重压力测试，一是进口煤增量远超预期，库存压力增加显著，二是下游需求不及预期，电厂去库速度缓慢。多重压力下，我们认为动力煤价格将在2023年持续下行至底部震荡，回归至合理区间港口煤炭（5500K）570元-770元/吨，叠加考虑到动力煤价格季节性的波动规律，在传统淡季（迎峰度夏结束，迎峰度冬尚未来临）动力煤市场目前仍未有效去化中下游高库存压力，煤价或将随季节性有集中下跌趋势，对于火电企业业绩来看，三季度仍会有集中的修复催化。 图表21：秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨） 图表22：年度长协价：CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）（单位：元/吨） 背靠国家能源集团，燃料成本可控。国家能源集团是全球最大的煤炭生产企业，拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、神华宁煤、神华新疆能源等优质煤矿资源，202