国电电力(600795)煤电盈利能力领跑行业，水风光高增量助力发展

依托集团煤电联营优势 ， 高效火电盈利能力突出 。公司在运火电装机72.79GW，规模在上市公司中排名第二；60、100万千瓦及以上煤电机组占比70.46%、28%，均为高效火电机组；在建火电项目开发建设节奏良好。 从发电效率看，公司燃煤发电利用数高于行业及全国水平；从成本端看，依托集团煤电联营优势以及煤炭行业供需改善，入炉标煤单价持续下行，燃料供需平稳；从电价端看，公司火电机组聚焦电力负荷中心，2023年上网电价仍基本保持较标杆上浮20%左右；从度电毛利润来看，在2021年煤价飙升导致火企盈利洼地的情况下，公司的度电毛利控制在接近0元/千瓦时左右，随着煤价回落，2022-2023年度电毛利润攀升至0.033、0.04元/千瓦时，公司成本管控能力突出，抗风险及盈利能力具有强竞争力。 存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大。公司水电资产主要分布在四川大渡河流域、新疆开都河流域，总装机规模14.95GW。公司负责大渡河干流17个梯级水电站的开发，在四川省大渡河流域已投产9座电站 ，约占四川统调水电总装机容量的27%，在建及规划水电装机为293.2/290万千瓦。随着近年川渝地区网架结构的建设加速，大渡河流域弃水问题有望改善，新增输配电线路工程也将满足增量电源的并网送出需求，叠加电力供需形势，公司在大渡河流域的水电项目具有量价齐升趋势。 新能源高增长持续贡献利润，持续具备资源获取能力。公司新能源项目布局更加合理，主要分布在风光资源富集的北方地区、以及经济发电、电价承受能力较强的东部地区。2023年公司风电、光伏装机分别同比增长24.6%、174.73%，并核准备案1528.8、开工853.64万千瓦新能源项目。从行业整体看，2024年新能源装机高增速将延续、上游产业链价格持续下降、存在电价下降预期但幅度可控，受益于新能源行业发展初期，保障性收购和电价补贴等支持政策，存量风光项目度电毛利率大幅高于水电、火电水平。长期看，新能源度电毛利润存在下行空间，行业收益率趋向合理平稳，叠加装机的快速增长，将持续贡献利润增量。 投资建议：公司是国家能源集团常规能源发电业务整合平台，依托煤炭联营优势，煤电机组利用效率及盈利能力领跑行业，且盈利能力将随煤价供需结构变化而持续改善；大渡河流域弃水问题将随西南网架结构建设而改善，叠加省内电力供需紧平衡、双江口等电站投产，有望实现量价齐升。公司新能源资源获取能力较强，存量叠加新增项目后的平均收益率情况良好，装机高增长持续为公司贡献利润 。我们预计公司2024-2026年实现营业收入1921、1983、2089亿元，同比增长6.2%、3.2%、5.3%；实现归母净利润77.91、90.15、104.47亿元，同比增长38.9%、15.7%、15.9%；对应EPS为0.44、0.51、0.59元，对应当前股价（2024年6月12日收盘价），PE为13.6X、11.8X、10.2X。 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.公司介绍 1.1公司发展历程及股权分布 公司于1992年12月31日以定向募集方式成立；1997年在上海证券交易所上市； 2003年，原国家电力公司及龙源股份全部划归为中国国电集团；2017年，中国国电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团，国家能源集团成为国电电力的控股股东； 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，聚焦主责主业；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，持股比例从69%上升至80%。 图表1：公司发展历程 公司控股股东为国家能源集团，实际控制人为国资委。公司自上市以来经历过两次控股股东变更：2003年电力体制改革，原国家电力持有的股份以行政划拨方式无偿转至中国国电集团；2017年中国国电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团，合并完成后，国家能源集团成为国电电力的控股股东。截至2024Q1，公司前五大股东分别为：国家能源投资集团（持有50.68%股权）、中国证券金融股份有限公司（5.03%）、香港中央结算有限公司（2.30%）、中央汇金资产管理有限责任公司（1.17%）、上海电气控股集团有限公司（1.12%）。公司在国家能源集团成立后的2017年至2022年与关联方进行多次资产交割、置换、收购，截至2023年底，公司持有国能大渡河流域水电开发公司80%股权、新疆开都河流域水电开发公司55.61%股权、北京国电电力有限公司57.47%股权、国电建投内蒙古能源有限公司50%股权、国家能源集团山东有限公司100%股权、国电和风风电开发有限公司100%股权及其他控参股公司。 图表2：公司股权分布及主要参控股公司 国电电力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。 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，业务分布在全国29个省、市、自治区、直辖市。公司的发展策略是①加快新能源多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展，积极获取更多优质资源；②积极有序发展水电，推进大渡河流域、新疆开都河流域水电建设；③加快火电绿色耦合发展，科学建设保障支撑性电源，深化煤电存量机组“三改联动”，深度融合城市积极拓展综合能源服务，加快向综合能源供应商转型；④加快布局储能、氢能等新兴产业，发展新质生产力。 图表3：2023年公司业务分布地图 1.2财务数据 营业收入稳步增长，燃料成本回落致归母净利润恢复。2019-2023年，公司营业收入由1165.99亿元增长至1809.99亿元，CAGR为9.19%；归母净利润由18.69亿元增长至56.09亿元，CAGR为24.58%。煤炭价格在2021、2022年处于高位，2021年由于成本大幅增加叠加保供需求大，导致公司归母净利润为负，随着2021年10月电价政策打开上浮空间，2022年归母净利润实现由亏转盈，2023年公司营业收入1809.99亿元，同比下降7.02%，归母净利润56.09亿元，同比增长98.80%。 图表4：2019-2023年公司营业收入及同比增速 图表5：2019-2023年公司归母净利润及同比增速 盈利能力持续恢复，2023年毛利率、净利率分别为14.62%、6.61%。2021年营业成本由2020年的922.21亿元增长至2021年的1559.92亿元，同比上升35.1%，致使公司盈利急剧下滑，毛利率由2020年的20.79%下降到2021年的7.25%。2023年，公司毛利率14.62%，与2020年20.79%还有一定距离，但净利率6.61%已与2020年净利率基本持平。 图表6：2019-2023年公司营业成本及同比增速 图表7：2019-2023年公司毛利率及净利率 费用管控能力强，经营稳健现金流持续增长。从费用率来看，2019-2023年财务费用率由8.07%降至3.71%，销售费用率由0.13%降至0.02%，管理费用率和研发费用率分别维持在1%和0.3%左右。2023年，公司销售、管理、财务、研发费用率分别为0.02%、1.12%、3.71%、0.41%，总费用率5.25%。2019-2023年，经营现金流由337.22亿元增至425.84亿元，CAGR为4.78%。 图表8：2019-2023年公司三费率及研发费用率（%） 图表9：2019-2023年公司现金流（单位：亿元） 资本结构有待优化，有息负债平均利率下降。2019-2023年，公司资产负债率分别为68%、67%、72%、73.3%、74%，从行业内同类型公司来看，资产负债率普遍高于60%，主要原因是发电项目投资规模大，对融资依赖性高。2019-2023年，公司有息负债平均利率分别为4.6%、4.38%、3.65%、3.25%、2.42%，公司抓住市场利率下行实际，发行超短期融资券、置换高息贷款，进一步降低融资成本。 图表10：2019-2023年公司总资产、总负债、资产负债率 图表11：2019-2023年公司有息负债平均利率 资本性开支高增长体现成长性，现金分红比例情况良好。2019-2023年，公司资本性开支总额分别为120.06、164.73、292.8、478.29、723.88亿元，大部分资本开支主要用于各电源前期及基建项目建设，投融资成本降低是促进公司增加资本性支出的原因之一。 2019-2023年，公司现金分红总额分别为9.83、7.34、0、17.84、21.4亿元，分红能力明显高于前几年水平。 图表12：2019-2023年公司资本性支出情况 图表13：2019-2023年公司现金分红及比例 1.3主要经营业务 火电装机规模主导，水电及新能源装机规模提升。公司作为国家能源集团常规能源发电业务（火电/水电）整合平台，在2019、2021年分别进行火电资产交割及置入，2022年由于公司转让宁夏区域所属火电资产，上海庙公司投产200万千瓦火电机组，火电控股装机容量较2021年减少556.46万千瓦。截至2023年底，公司控股装机容量10563.73万千瓦，其中：火电装机量7279.24万千瓦，占比69%；水电装机量1495.06万千瓦，占比14%；风电装机量929.33万千瓦，占比9%；光伏装机量859.94万千瓦，占比8%，2023年，新能源控股装机增加724.57万千瓦，其中风电增加183.40万千瓦，太阳能光伏增加541.17万千瓦。 图表14：2019-2023年各电源装机量（万千瓦） 图表15：2023年各电源装机量占比（%） 火力发电仍为发电量主力， 发电效率显著高于新能源 。2023年公司总上网电量4298.38亿千瓦时，同比增长3.37%，其中，火电3512.2亿千瓦时，同比下降4.17%，占比82%；水电546.6亿千瓦时，同比下降1.82%，占比13%；风电182.14亿千瓦时，同比增长12.53%，占比4%；光伏发电57.48亿千瓦时，同比增长163.38.占比1%。火电装机占总装机量的69%贡献上网电量的82%，而装机占比达到17%的风电及光伏发电贡献总发电量的5%。 图表16：2019-2023年各电源上网电量（亿千瓦时） 图表17：2023年各电源上网电量占比（%） 火电保供及调节价值确定致量价齐升，成本、收入两端预期持续改善。从2019-2023年电量及电价趋势变化可见，火电发电量因2021年保供开始增加，放开煤价上网电价政策对电价提升的影响体现在2021、2022年，电价分别同比增长13.32%、21.46%。 电价上浮势头在2023年上半年继续维持，2023H1平均上网电价为455.82元/兆瓦时，同比增长2.85%；2023年下半年随着燃料成本持续下降，电价上浮空间轻微缩窄，2023年全年平均电价为437.82元/兆瓦时，同比下降0.24%。2024年火电盈利能力从成本、收入两端预期持续得到改善。 图表18：2019-2023年上网电量及同比 图表19：2019-2023年平均上网电价及同比 公司主营业务为电力发电，2023年火电收入占比达85%。分项目看，公司产业涉及火电、水电、新能源发电及煤炭等领域，2023年，火电营业收入1536.11亿元，占比85%；水电营业收入119.11亿元，占比7%；新能源发电营业收入107.12亿元，占比6%；煤炭行业营业收入14.44亿元，占比1%。2023年，火电、新能源发电、水电、煤炭行业毛利率分别为9.52%、44.29%、47.75%、-2.67%，其中煤炭行业毛利率大幅下降，火电毛利率近年呈上升趋势。 图表20：2023公司营业收入占比（%）（按项目） 图表21：2021-2023年公司毛利率变化（按项目） 华东地区为公司营业收入主要地区，西南地区毛利率最高。分地区看