原标题：国内火电龙头，国电电力：积极转型新能源，向高增长赛道切换
1.背靠国家能源集团，国内火电龙头积极转型1.1.火电龙头多能互补，新能源占比持续提升
国电电力是国家能源集团旗下核心常规能源发电业务上市平台之一，覆盖火电、水电、风电、光伏多个业务板块，多能互补优势明显。
作为国内老牌大型电力企业，火电仍占主导地位，截止2021年底，公司控股装机容量达到99.8GW，其中火电77.4GW（包括煤电76.38GW以及气电1.02GW）、水电14.97GW、风电7.07GW以及光伏0.37GW；各板块权益装机容量为49.77GW，其中，火电32.88GW（包括煤电32.38GW、气电0.5GW），占比66.06%；水电10.42GW、风电6.18GW、光伏0.29GW，水风光等非化石能源权益装机合计16.89GW，占比33.94%，已超过三分之一。
从发电量及营业收入结构分析，受到全国性缺电限电影响，电力保供需求下，2021年火电发电量实现较大幅度提升，达到3895.91亿千瓦时，同比增长11.94%。
受到来水偏枯影响，2021年水电发电量为588.78亿千瓦时，同比下滑4.17%。风电、光伏发电量稳步增长，2021年分别达到151.97亿千瓦时和4.29亿千瓦时。
营业收入方面，火电仍为公司主要收入来源，2021年公司火电、水电、新能源三大主营业务营业收入分别占公司总营收的85%、7%和4%，煤炭业务占比3%左右。
展开全文公司电力业务在全国范围布局，为后续开拓新能源业务领域打下坚实基础。
根据公司公告，截至2021年，公司电力装机分布在全国28个省份（包括直辖市和自治区），其中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，具备地域优势；水电主要集中于大渡河流域。
电力装机在全国范围布局有利于公司以多能互补为优势，提升在各地区获取新能源项目的竞争力，力争“十四五”期间大力拓展新能源发电的目标实现。
1.2.国家能源集团旗下重要能源上市平台
公司控股股东为国家能源投资集团，截至2022年一季报，国家能源集团对公司持股比例为50.68%，公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会，对国家能源投资集团100%控股。
背靠大型能源集团，股东背景优势凸显。
公司控股股东国家能源投资集团是于2017年由中国国电集团与神华集团联合重组而成的国内大型能源集团。其中国电集团原为国内五大发电集团之一、神华集团为国内最大的煤炭生产销售集团。
根据国家能源投资集团官网，2020年集团资产总额已达到17881亿元，煤炭产量5.3亿吨，电力总装机量2.57亿千瓦，发电量9828亿千瓦时，资产总量位居五大发电集团之首。目前国家能源集团旗下共有7家直接持股上市公司，其中中国神华、龙源电力以及国电电力市值最高，为国家能源集团核心上市平台，三家上市公司分别主营煤炭业务、新能源发电业务以及常规能源发电业务。
1.3.优质资产经营稳健，2022业绩有望实现反弹
量价齐升收入稳健增长，成本端阶段性承压拖累业绩。
根据年报披露，2021年公司营业收入1681.85亿元，同比增加16.55%，2017-2021年CAGR为29.48%；2022年一季度营收为467.84亿元，同比增长19.83%。
2021年受全国缺电限电以及公司装机量提升的影响，公司累计实现发电量4640.96亿千瓦时，上网电量4403.79亿千瓦时，同比增长分别达9.69%和9.74%。
2021年平均上网电价0.36元/千瓦时；2022年一季度提升为0.45元/千瓦时，同比增长23.9%，环比增长15.39%，市场化交易电量比例达94.1%。
2021年公司归母净利润为-19.68亿元，同比减少146.48%；2022年一季度实现扭亏为盈，达到10.56亿元。
2021年公司归母净利润的大幅亏损主要受到煤价高涨影响，火电业务板块亏损较为严重。
2021年公司毛利率及净利率出现较大幅度下滑，分别为7.25%和-2.03%，2022年一季度煤炭均价较去年三、四季度有所下滑，公司背靠国家能源集团实现煤电一体化，燃料成本以及高盈利能力优势凸显，毛利率及净利率迅速回升，分别达到13.43%和5.98%。
资产与信用减值，对业绩造成一定影响。
近几年公司持续关停产能落后机组，多次进行重大资产减值和信用减值，2017-2020年公司资产减值13.33亿元、35.14亿元、15.71亿元、16.08亿元。
2021年公司进一步计提资产减值损失18.42亿元，减值资产包括受河北邯郸“退城进郊”政策指导关停的邯郸热电厂等设施，共计减值8.55亿元；及公司下属大同第二发电厂机组拟关停，减值3.93亿元。
此外，自2019年起公司计提了较大额度的信用减值损失，2019-2021年分别计提28.63亿元、44.38亿元、32.91亿元，主要由于子公司经营不善，停产破产导致，2020年宣威公司及宁夏太阳能公司破产清算，2021年内蒙古晶阳能源公司破产清算。连续多年进行重大减值后公司机组质量及资产质量有望明显提升，后续资产减值压力有望减轻。
公司经营活动现金流维稳。
根据年报披露，2021年公司现金流241.8亿元，同比减少33.8%，资产负债率72.06%，同比上升5.23个百分点。公司近年来逐步投建新能源项目增加了现金流投入。在2021年煤价出现历史级别上涨，火电普遍大幅亏损背景下公司经营性现金流仍然保持200亿元以上，具备较强的造血能力。（报告来源：远瞻智库）
2.积极转型新能源，向高增长赛道切换2.1.火电企业自带调峰优势，转型新能源大势所趋
政策推动叠加产业趋势，新能源投产高峰已至。自2020年9月在联合国大会上发表讲话提出:“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”
我国发布一系列推动新能源发展相关政策，根据《2030年前碳达峰行动方案通知》，要求到2030年，风电、太阳能装机容量达到12亿千瓦以上（2021年底仅6.35亿千瓦）。
同时，随着风光产业链趋于成熟，降本趋势明显，且风光平价下补贴不确定性因素减弱，政策推动以及产业趋势下未来新能源仍有极大拓展空间。
火电企业自带调峰优势，有望通过灵活性改造的方式获得更多风电和光伏的开发权。
风电光伏发电波动性较大，储能调峰需求大幅提升，目前主流解决方式包括电源侧调峰、储能及特高压线建设等。
电源侧调峰应用范围较广，可以提升电力系统的灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。
由于风光发电缺乏稳定性，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。
目前主流的调峰方式有以下几种:
1)抽水蓄能;2)电化学储能；3）火电灵活性改造。
其中，抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高，火电灵活性改造是更适合北方地区的高性价比的调峰方式。
由于我国煤炭资源的分布呈现“北富南贫，西多东少”的特征，火力发电厂主要集中在山东、内蒙古、河南、山西等省份，装机容量占全国总装机的60%左右，同时北方风电光伏资源也十分丰富，截至2020年底，内蒙古、新疆、河北、山西、和山东的风电装机容量稳居全国前五，北方风电装机容量占全国总装机容量的90%以上。
因此，因地制宜的开展火电灵活性改造对于我国资源分布现状来说是更为经济可行的新能源调峰方式。
政策推动下火电企业有望通过灵活性改造在获取风电、光伏开发权方面具备优势。
“十四五”期间我国将大力发展火电灵活性改造，根据国家能源局于2021年11月发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。
同时，部分省份例如内蒙古、新疆均发布推动火电灵活性改造促进新能源消纳相关政策：
内蒙古发改委提出拥有燃煤机组的发电企业实施火电灵活性改造后，按增加调峰空间的不低于50%比例建设“市场型”消纳的新能源电源；新疆发改委提出对实施灵活性改造的公用机组按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍配置新能源规模。政策推动下火电企业有望通过对存量火电机组进行灵活性改造获取更大新能源项目配臵规模。
2.2.上调新能源规划，“十四五”期间预计新增35GW
近年来公司新能源投产进度呈加快趋势。
公司新能源装机以风电为主，根据公司公告，2017-2021年风电装机容量持续增长，到2021年公司风电控股装机容量达到7.07GW，年均复合增长率达5.78%。
光伏方面，公司2017-2020年光伏控股装机容量保持平稳，维持21.2万千瓦，2021年新增投产15.39万千瓦，达到36.59万千瓦，目前公司正积极布局新能源项目，重点在“三北”地区、风光资源禀赋较好、建设条件优越的地区开发风电、光伏集中式项目，抓紧库布齐沙漠、河西走廊等大型风光基地项目开发建设。
公司上调新能源规划，在“十四五”期间预计新增新能源装机规模35GW。
结合国家“十四五”规划和公司的经营情况，公司将立足最新战略定位，加快绿色发展。
根据公司2021年年报，2022年公司将加快新能源项目开发，计划获取新能源资源超过10GW，核准9.31GW，开工6.66GW，投产4.84GW。同时，公司目标在“十四五”期间新增新能源装机35GW，公司清洁能源装机占比达到40%以上。
根据公司年报，截至“十三五”末期（2020年底）公司新能源装机容量为6.54GW，在2021年公司投产新能源项目0.89GW，2022年规划投产4.84GW，若要达到公司“十四五”期间新能源装机目标，在2023-2025年合计有接近30GW项目待投产，约年均装机投产9.76GW。
2.3.自建+并购齐发力，装机目标有望实现
2021年，公司积极转型升级，稳定常规能源发电的同时积极获取新能源项目。
根据公司2021年年报，截至2021年底，公司已完成核准或备案的风电装机47万千瓦，光伏发电装机609.19万千瓦；完成7个新能源项目并购，共计94.105万千瓦，其中包括并购正泰新能源51.21万千瓦分布式光伏项目。
通过整理公司官网中公开披露的2021年公司备案、核准及签约新能源项目，经统计2021年共11.86GW，其中签约项目达到8.46GW。
公司在2021年签约大量新能源项目，体现了在“十四五”期间大力发展新能源的信心。
公司2021年年报在建工程为439.59亿元，清洁能源占比61.75%。公司在建工程以水电及新能源项目为主，根据公司2021年年报，公司在建工程项目账面价值合计439.59亿元，其中单独罗列的新能源在建工程为44.42亿元，占比达10.1%，主要包含国电象山海上风电一期项目（25.42万千瓦）、黑山风电项目（5.2万千瓦）以及鄂尔多斯市伊旗采空区光伏项目（25万千瓦），其中海上风电项目在2021年年底已建成投运。
从公司2021年项目获取情况看，2022年预计光伏项目投运占比较高，由于光伏项目建设周期在半年左右，部分新签约项目有望在2022年内开工并建成投产。
3.水电机组稳步投产，看好盈利能力提升空间3.1.坐拥大渡河流域开发权，水电投产稳步推进
公司坐拥大渡河流域水电资源开发权。大渡河水电基地为国内大型水电基地之一，在国家规划的十三大水能基地中排名第五，涉及青海、四川两省。
根据《大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河流域规划总装机容量2552万千瓦，其中干流规划河段总装机容量2340万千瓦。
根据公司年报，截至2021年公司拥有水电控股装机容量1497.24万千瓦，其中大渡河流域水电装机容量1173.56万千瓦，公司在大渡河流域的水电站由子公司国能大渡河运营。
公司水电在建项目充足，截至2021年底，公司多个水电站在建，在建装机容量达到394.65万千瓦，其中包括大渡河公司双江口200万千瓦、金川86万千瓦，枕头坝二级30万千瓦、沙坪一级36万千瓦以及新疆开都河霍尔古吐42.65万千瓦。
3.2.消纳能力改善叠加联调能力提升，水电盈利能力持续增强
水电机组盈利能力相对较低，但逐年攀升。
我们以长江电力、华能水电、雅砻江水电三家国内水电龙头作为可比公司，从水电盈利方面比较，国能大渡河水电盈利能力低于可比公司，但呈现逐年攀升态势，2019-2021年单GW净利润分别为0.97亿元、1.56亿元、1.73亿元。
从利用小时方面看，雅砻江水电利用小时数相对较高，基本保持5000小时以上，其次为长江电力，利用小时数基本保持接近5000小时的水平。2017-2021年国能大渡河利用小时分别为3818小时、4192小时、3934小时。
公司水电盈利能力相对较低主要由于：
1）国能大渡河、长江电力、雅砻江水电均地处四川省内，长江电力与雅砻江水电所处的金沙江、雅砻江流域主要电站均属国调，电站弃水相对较少，而大渡河流域电站属于省调，受送出通道能力不足影响，电站弃水较高；
2）公司水电平均上网电价相对较低；
3）联合调度能力不足，丰水期、枯水期发电量差距较大。
随着四川省内外水电消纳能力提升、上网电价上浮以及双江口水电站的投运，预计未来国能大渡河水电盈利能力将持续增强：
1）四川省水电消纳能力有望持续改善：目前大渡河已投产电站均定位于四川省内消纳，在满足省内需求情况下，汛期富余电量可进行外送。但由于四川省送出通道能力不足，且优先供国调机组使用，因此公司水电机组汛期弃水量较高。
根据《四川省“十四五”能源发展规划》，四川省将在“十四五”期间加快推进特高压电网工程建设，到“十四五”末四川省特高压外送能力有望实现大幅提升，消纳能力持续改善。
2）上网电价上行趋势明显，盈利能力进一步增强：2017-2021年四川省内用电量水平稳步提升，从2015年的1992.4亿千瓦时增长至2021年的3275亿千瓦时，年复合增速8.6%。从2017年起公司外送电量基本保持平稳，稳定在1300亿千瓦时以上，未来随着特高压线路的陆续投运，外送电量有望实现提升。
2021年受到来水偏枯以及全国电力供应极度紧张的影响，公司在四川省内水电上网电价出现大幅度提升，从2020年的0.193元/kWh提升至2021年的0.226元/kWh，未来在省内用电需求增长以及外送需求提升推动下上网电价有望实现进一步增长。
3）双江口水电站投产后大渡河梯级电站调节能力有望增强：
大渡河流域梯级电站中大部分为径流式水电站，无调节能力，部分水电站例如大岗山水电站、丹巴水电站、黄金坪水电站等具备日调节能力，仅下尔呷水电站、双江口水电站、瀑布沟水电站调节库容较大，分别为19.3、21.52和38.82亿立方米。
调节电站的运行有利于平滑各梯级电站发电量的季节性波动，促进流域联合调度。联调的主要功能是平滑汛期来水，在来水偏丰时减少无法产生电量的弃水，从而使发电量不断攀升。
双江口水电站预计于2024年投产，作为大渡河流域“3库22级”中的第5级电站，拥有总库容31.15亿立方米，调节库容21.52亿立方米，为大渡河流域重要的年调节水库，投产后可在丰水期进行蓄水，有望为下游电站在枯水期带来更大增发电量。
根据公司在2021年公开业绩交流会中披露，双江口水电站投产后将为流域综合效益增加60亿千瓦时电量，发电效率显著提升。
4.火电盈利能力领先，煤价下行背景下有望率先获益国电电力背靠国家能源集团，充分受益于集团煤电一体化优势。
公司与国内煤炭行业龙头中国神华均为集团下上市公司，在煤炭保供与成本方面具备优势。自2017年中国电力集团与神华集团合并之后，公司充分发挥煤电一体化优势，根据公司公告，2021年公司共采购煤炭1.91亿吨，其中长协煤采购量达到1.75亿吨，占比达到92%，此外，2021年向国家能源集团及所属单位购买燃料金额为870.16亿元，而去年公司燃料总成本为1038.57亿元，集团内部供应燃料占比已达到83.8%。
相比于国内其他大型火电企业，公司单位燃料成本具备绝对优势，我们选取国内火电龙头华能国际、华电国际、大唐发电、中国电力作为可比公司，2017-2021年公司火电板块度电燃料成本分别为0.173、0.181、0.181、0.169、0.267元/kWh，相比于四家可比公司均值低0.04元/kWh以上，2021年在煤价大幅上涨的背景下公司燃料成本优势更为显著，度电燃料成本相比其余四家公司均值低0.053元/kWh。
由于2021年煤价高涨，使得企业的营业成本大幅上升，火电企业亏损严重。
自2016年煤炭供给侧改革后，我国动力煤价格持续维持高价运行，但自2021年8月底起，煤价出现历史级别的更大幅度的上涨，5500大卡动力煤最高触及2600元/吨的高位。三、四季度电厂根据保供需求在高煤价情况下采购较多保供煤，成本大幅提升下2021年各火电企业均出现较大幅度亏损。
根据公司公告，2021年公司火电板块毛利为-24.5亿元，根据公司2021年发电量3895.91亿千瓦时进行计算，公司去年度电毛利约为-6.29元/MWh，大幅优于国内其他火电企业，盈利能力优势显著。
煤价维稳叠加电价上浮，高盈利能力下预计公司2022年火电业绩弹性较大。
煤价方面，2022年1月以来，受印尼出口禁令事件影响叠加节前补库需求，市场对后期供应担忧情绪升级，煤价止跌上行。
2022年2月，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，引导动力煤价格在合理区间运行，规定山西、陕西、蒙东5500千卡热值动力煤出矿环节中长期交易价格合理区间分别为307-570、320-520、260-460元/吨，自2022年5月1日起实行。
此外，发改委还发布《关于做好2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》，要求单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%，履约率有望实现大幅提升。
随着煤炭增产保供及限价政策持续推进，叠加煤炭需求淡季到来，煤价自3月中旬起开始进入下降通道，未来煤炭价格有望维持在合理区间，公司火电板块业绩有望修复。
电价方面，2021年10月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其中提出燃煤发电量将实现100%市场化交易，市场电价有望成为新的定价之“锚”，同时将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。
政策推动下各地市场化电价均实现相应上浮，根据江苏、广东、河北等省份发布的2022年电力年度交易结果，各省年度市场化交易电价均已实现较大幅度上浮，上述三省年度市场化电价较基准价分别上浮19.36%、9.71%和20%。
同时，从2022年1-5月各省每月代理购电价格情况看，大部分省份均实现市场价格上浮，天津、上海、浙江等省份上浮比例甚至高于20%。煤价维稳叠加电价上浮背景下，公司有望继续受益于其燃料成本优势，在2022年实现较大幅度业绩反弹。
5.报告总结公司作为国家能源集团下重要的常规能源发电整合业务平台，将积极转型新能源发电，大幅上调“十四五”期间新能源规划，叠加其多能互补优势，我们预计公司业绩成长空间大。
我们预计公司2022年-2024年的收入分别为1823.2亿元、1908.4亿元、2054.1亿元，增速分别为8.4%、4.7%、7.6%，净利润分别为50.28亿元、68.36亿元、90.79亿元，增速分别为172.5%、36.0%、32.8%；6个月目标价为3.6元。
6.风险提示1）煤价持续上涨风险；2）政策推动不及预期风险；3）新能源项目建设进度不及预期风险
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